4. Проверка на термическую стойкость КЗ [9]:

где

Bк – тепловой импульс, А с

Ст= 95; tпривед= 0,02 сек;

=2814,28

Окончательно выбираем кабель АВАШв - 3x70

8.3 РАСЧЕТ И ВЫБОР ПИТАЮЩЕГО КАБЕЛЯ К ДВИГАТЕЛЮ ВЫТЯЖНОЙ ВЕНТИЛЯЦИИ

Расчет кабельных линий сводится к выбору марки и сечения кабеля. Марку кабеля выбирают по [9]. Сечение выбирают наибольшее из четырех расчетных условий.

Условие выбора сечения по длительно-допустимому нагреву максимальным расчетным током имеют вид:

 ,

где

Iдл.доп. – длительно допустимый ток

Iрасч.мах. – расчетный максимальный ток

 1. По условию длительно допустимого нагрева максимальным расчетным током:

По таблице 6.11 [9] выбираем 3 кабеля АВАШв 3x95 (кабель с алюминиевыми жилами с изоляцией из поливинилхлоридного пластика, с алюминиевой оболочкой, с защитным покровом типа Шв, с сечением жилы 95мм2)

Далее, проверяем выбранный кабель по следующим условиям:

2.По экономической плотности тока [9];

, мм2,

где Iр.ном. - расчетный ток в нормальном режиме, А.

γэк. - экономическая плотность тока

Iр.ном.=Iр.мах./3=303,86/3=101,28 А

γэк определяется в зависимости от типа проводника и числа часов использования максимальной активной нагрузки в год – Тм

Тм=7000час/год - по таблице 3.5 [16] γэк = 1,6 А/мм2

Исходя из этого выбираем жилы сечением 95мм2

3.По допустимой потере напряжения [9]:

где Pp и Qp – мощности передаваемые по линии в кВт и кВар (табл.1);

Uср ном – средне-номинальное напряжение сети;

R=ro· l – активное сопротивление;

X=xо · l – индуктивное сопротивление;

ro, xo - удельное сопротивление кабелей из литературы [9];

l – длина линии, в км.

ro=0,329/3 = 0,1 Ом/км; xo=0,06/3 =0,02 Ом/км (l=0,18км);

R=0,1 · 0,18=0,018 Ом; X=0,02 · 0,18=0,0036 Ом;

4. Проверка на термическую стойкость КЗ [9]:

где Bк – тепловой импульс, А с

Ст=95; tпривед=0,02 сек;

=509,11

Окончательно выбираем кабель АВАШв 3(3x95)

8.4 РАСЧЕТ И ВЫБОР ПИТАЮЩЕГО КАБЕЛЯ К ДВИГАТЕЛЮ ПРИТОЧНОЙ ВЕНТИЛЯЦИИ

Расчет кабельных линий сводится к выбору марки и сечения кабеля. Марку кабеля выбирают по [9]. Сечение выбирают наибольшее из четырех расчетных условий.

 Условие выбора сечения по длительно-допустимому нагреву максимальным расчетным током имеют вид:

 ,

где

Iдл.доп. – длительно допустимый ток

Iрасч.мах. – расчетный максимальный ток

 1. По условию длительно допустимого нагрева максимальным расчетным током:

По таблице 6.11 [9] выбираем кабель АВАШв 3x120 (кабель с алюминиевыми жилами с изоляцией из поливинилхлоридного пластика, с алюминиевой оболочкой, с защитным покровом типа Шв, с сечением жилы 120мм2)

Далее, проверяем выбранный кабель по следующим условиям:

2. По экономической плотности тока [9]:

, мм2,

где Iр.ном. - расчетный ток в нормальном режиме, А.

γэк - экономическая плотность тока

Iр.ном.=Iр.мах.=152 А

γэк определяется в зависимости от типа проводника и числа часов использования максимальной активной нагрузки в год – Тм

Тм=7000час/год - по таблице 3.5 [16] γэк = 1,6 А/мм2

Исходя из этого выбираем жилы сечением 120мм2

3. По допустимой потере напряжения [9]:

где Pp и Qp – мощности передаваемые по линии в кВт и кВар (табл.1);

Uср ном – средне-номинальное напряжение сети;

R=ro· l – активное сопротивление;

X=xo· l – индуктивное сопротивление;

ro, xo - удельное сопротивление кабелей из литературы [9];

l – длина линии, в км.

ro=0,261 Ом/км; xo=0,06 Ом/км (l=0,229км);

R=0,261 · 0,229=0,06 Ом; X=0,06 · 0,229=0,01 Ом;

4. Проверка на термическую стойкость КЗ [9]:

где Bк – тепловой импульс, А с

СТ=95; tпривед=0,02 сек;

=509,11

Окончательно выбираем кабель АВАШв - 3x120

8.5 РАСЧЕТ И ВЫБОР ПИТАЮЩЕГО КАБЕЛЯ К СБОРНЫМ ШИНАМ ЩИТА КРАНОВ

Расчет кабельных линий сводится к выбору марки и сечения кабеля. Марку кабеля выбирают по [9]. Сечение выбирают наибольшее из четырех расчетных условий.

 Условие выбора сечения по длительно-допустимому нагреву максимальным расчетным током имеют вид:

 ,

где

Iдл.доп. – длительно допустимый ток

Iрасч.мах. – расчетный максимальный ток

1. По условию длительно допустимого нагрева максимальным расчетным током:

По таблице 6.11 [9] выбираем 3 кабеля АВАШв 3x185 (кабель с алюминиевыми жилами с изоляцией из поливинилхлоридного пластика, с алюминиевой оболочкой, с защитным покровом типа Шв, с сечением жилы 185мм2)

Далее, проверяем выбранный кабель по следующим условиям:

2.По экономической плотности тока [9]:

где Iр.ном. - расчетный ток в нормальном режиме, А.

γэк - экономическая плотность тока

Iр.ном.=Iр.мах./3=703,26/3=234,42 А

γэк определяется в зависимости от типа проводника и числа часов использования максимальной активной нагрузки в год – Тм

Тм=7000час/год - по таблице 3.5 [16] γэк = 1,6 А/мм2

Исходя из этого выбираем жилы сечением 185мм2

3.По допустимой потере напряжения [9]:

где Pp и Qp – мощности передаваемые по линии в кВт и кВар (табл.1);

Uср ном – средне-номинальное напряжение сети;

R=ro· l – активное сопротивление;

X=xo· l – индуктивное сопротивление;

ro, xo - удельное сопротивление кабелей из литературы [9];

l – длина линии, в км.

ro=0,169/3 = 0,056 Ом/км; xo=0,06/3 =0,02 Ом/км (l = 0,002км);

R=0,056 0,002=0,00011 Ом; X=0,02 · 0,002=0,00004 Ом;

4. Проверка на термическую стойкость КЗ [9]:

где Bк – тепловой импульс, А· с

СТ=95; tпривед=0,02 сек;

=1414,21

Окончательно выбираем кабель АВАШв 3(3x185)

8.6 РАСЧЕТ И ВЫБОР ПИТАЮЩЕГО КАБЕЛЯ К СБОРНЫМ ШИНАМ ЩИТА ОСВЕЩЕНИЯ

Расчет кабельных линий сводится к выбору марки и сечения кабеля. Марку кабеля выбирают по [9]. Сечение выбирают наибольшее из четырех расчетных условий.

 Условие выбора сечения по длительно-допустимому нагреву максимальным расчетным током имеют вид:

 ,

где

Iдл.доп. – длительно допустимый ток

Iрасч.мах. – расчетный максимальный ток

1. По условию длительно допустимого нагрева максимальным расчетным током:

По таблице 6.11 [9] выбираем 2 кабеля АВАШв 3x70 (кабель с алюминиевыми жилами с изоляцией из поливинилхлоридного пластика, с алюминиевой оболочкой, с защитным покровом типа Шв, с сечением жилы 70мм2)

Далее, проверяем выбранный кабель по следующим условиям:

2.По экономической плотности тока [9]:

 ,мм2,

где Iр.ном. - расчетный ток в нормальном режиме, А.

γэк - экономическая плотность тока

Iр.ном.=Iр.мах./2=162,41/2=81,2 А

γэк определяется в зависимости от типа проводника и числа часов использования максимальной активной нагрузки в год – Тм

Тм=7000час/год - по таблице 3.5 [16] γэк = 1,6 А/мм2

Исходя из этого выбираем жилы сечением 70мм2

3.По допустимой потере напряжения [9]:

где Pp и Qp – мощности передаваемые по линии в кВт и кВар (табл.1);

Uср ном – средне-номинальное напряжение сети;

R=ro· l – активное сопротивление;

X=xo· l – индуктивное сопротивление;

ro, xo - удельное сопротивление кабелей из литературы [9];

l – длина линии, в км.

ro=0,447/2 = 0,22 Ом/км; xo=0,06/2 =0,03 Ом/км (l = 0,016км);

R=0,22 · 0,016=0,003 Ом; X=0,03 · 0,016=0,00048 Ом;

4. Проверка на термическую стойкость КЗ [9]:

где Bк – тепловой импульс, А с

СТ=95; tпривед=0,02 сек;

=452,54

Окончательно выбираем кабель АВАШв 2(3x70)

9. Компенсация реактивной мощности

Реактивная мощность и энергия ухудшают показатели работы энергосистемы, то есть загрузка реактивными токами генераторов электростанций увеличивает расход топлива; увеличиваются потери в подводящих сетях и приемниках; увеличивается падение напряжения в сетях.

Основные потребители реактивной мощности – асинхронные электродвигатели, которые потребляют 40% всей мощности совместно с бытовыми и собственными нуждами; электрические печи 8%; преобразователи 10%; трансформаторы всех ступеней трансформации 35%; линии электропередач 7%. Реактивный ток дополнительно нагружает линии электропередачи, что приводит к увеличению сечений проводов и кабелей и соответственно к увеличению капитальных затрат на внешнее и внутриплощадочные сети.

Сosj - коэффициент мощности, является основным фактором, определяющим использование полной мощности источника тока. Снижая величину реактивной мощности потребителя, можно уменьшить величину тока электрической сети тем самым снизить в ней потери напряжения, мощности и электроэнергии. Снижение тока в сети дает возможность включения дополнительной нагрузки, не увеличивая мощности трансформаторов и сечения проводов, кабелей и других токоведущих частей. Так как низкий Сosj приводит к увеличению потерь мощности в сети, трансформаторах и генераторах, к перерасходу цветного металла из-за необходимости увеличения токоведущих частей, к уменьшению пропускной способности трансформации и линий из-за увеличения потребляемого тока, необходимо любыми способами повысить значение Сosj.

Наибольшее применение находят следующие способы повышения Сosj, не связанные с применением компенсационных устройств:

1.           Правильный выбор электрооборудования при его проектировании в соответствии с режимом работы производственных механизмов.

2.           Ограничение холостого хода электродвигателей, путем установки ограничителей холостого хода, электроблокировочных устройств, отключающих двигатель по окончании технологического процесса.

3.           Повышение загрузки электродвигателей при усовершенствовании технологического процесса и полным использованием оборудования.

4.           Замена малозагруженных двигателей на двигатели меньшей мощности или изъятие избыточной мощности.

5.           Выключение по графику слабозагруженных трансформаторов.

6.           Замена крупных по мощности асинхронных двигателей на синхронные двигатели.

Наряду с естественными способами, применяемыми для повышения cosφ предлагается применить в цехе искусственный способ повышения значения Сosj, т.е. на 16 подстанции к каждой секции шин на низкой стороне подключить батареи статических конденсаторов. Их преимущества перед другими искусственными способами повышения Сosj заключается в следующем:

1.               Малые удельные потери активной мощности в устройстве на 1квар реактивной мощности

2.               Простота в обслуживании

3.               Простота при монтаже (малый вес, отсутствие фундамента)

4.               Для конденсаторов можно использовать практически любое сухое помещение.

Величина необходимой мощности компенсирующего устройства определяется по формуле [14]:

где

К = 0,49 - коэффициент, учитывающий повышение Сosj [14]

Cosj = 0,82 действующий Cosj

Сosj = 0,98 требуемый Cosj

Qк = 904,2 · 0,49 = 443 кВАР

Выбираем конденсаторную установку УКМ 58-04-536-67-У3.

10. Расчет заземления ПС 16

Сопротивление заземляющего устройства RЭ складывается из сопротивлений растеканию отдельных электродов заземлителя (труб, уголков, полос) и сопротивлений заземляющих проводников.

Сопротивление растеканию каждого отдельного электрода зависит от удельного сопротивления грунта с учетом его сезонных изменений; формы, размеров и материала электрода; расположения электрода и глубины погружения его в землю, а также наличия вблизи него других электродов, электрически соединенных с ним.

Удельное сопротивление грунта ρ принимается по данным замеров, а при отсутствии таких данных – по табл. 7.6 – 7.8 [19].

Сопротивление одного вертикального электрода RЭ определяется по формулам, приведенным в табл. 7.9 [19].

Суммарное сопротивление части заземлителя, состоящей из вертикальных электродов, электрически связанных между собой, без учета сопротивления соединяющей их полосы

;

Где:

n – число вертикальных электродов;

ηВ – коэффициент, учитывающий экранирование электродов соседними, табл. 7.10 [19].

Сопротивление растеканию горизонтально проложенной полосы, связывающей вертикальные электроды между собой, может быть взято из табл. 7.9. Экранирование полосы другими электродами учитывается коэффициентом ηГ, который может быть взят из табл. 7.11 и 7.12.

Сопротивление растеканию полосы с учетом экранирования:

Полное сопротивление растеканию заземлителя:

Исходные данные: почва – суглинок ρ = 100 Ом · м.

Выбираем в качестве вертикальных заземлителей сталь оцинкованную диаметром 16мм.

Расчет вертикальных заземлителей:

t – глубина залегания электродов:

t = = = 1,5 + 0,4 = 1,9 м.

Находим сопротивление одного вертикального заземлителя:

RЗ.В =  · (lg)

RЗ.В = = 0,976 Ом

Находим сопротивление всех вертикальных заземлителей:

 =  = 1,21 Ом.

Находим сопротивление горизонтального заземлителя:

Rз.г =

Rз.г =  = 2,37 Ом.

Находим общее сопротивление горизонтальных заземлителей:

RГ =  =  = 3,8 Ом.

Находим полное сопротивление заземления:

 =  = 0,91 Ом.

0,91 Ом<4 Ом [1], условие выполняется.

11. Организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность работ

1. Общие требования.

Ответственные за безопасность проведения работ, их права и обязанности

1.1. Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работ в электроустановках, являются:

оформление работ нарядом, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

допуск к работе;

надзор во время работы;

оформление перерыва в работе, перевода на другое место, окончания работы.

1.2. Ответственными за безопасное ведение работ являются: выдающий наряд, отдающий распоряжение, утверждающий перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации; ответственный руководитель работ; допускающий; производитель работ; наблюдающий; член бригады.

1.3 Выдающий наряд, отдающий распоряжение, определяет необходимость и возможность безопасного выполнения работы. Он отвечает за достаточность и правильность указанных в наряде(распоряжении) мер безопасности, за качественный и количественный состав бригады и назначение ответственных за безопасность, а также за соответствие выполняемой работе групп перечисленных в наряде работников.

1.4 Право выдачи нарядов и распоряжений предоставляется работникам из числа административно – технического персонала организации, имеющим группу V – в электроустановках напряжением выше 1000В и группу IV – в электроустановках напряжением до 1000В.

1.5 Ответственный руководитель работ назначается, как правило, при работах в электроустановках напряжением выше 1000В. В электроустановках напряжением до 1000В ответственный руководитель может не назначаться.

1.6 Допускающий отвечает за правильность и достаточность принятых мер безопасности и соответствие их мерам, указанным в наряде, характеру и месту работы, за правильный допуск к работе, а также за полноту и качество проводимого им инструктажа членов бригады.

1.7 Производитель работ отвечает: за соответствие подготовленного рабочего места указаниям наряда, дополнительные меры безопасности, необходимые по условиям выполнения работ; за четкость и полноту инструктажа членов бригады; за наличие, исправность и правильное применение необходимых средств защиты, инструмента, инвентаря и приспособлений; за сохранность на рабочем месте ограждений, плакатов, заземлений, запирающих устройств; за безопасное проведение работы и соблюдение настоящих Правил им самим и членами бригады; за осуществлением постоянного контроля за членами бригады.

1.8 Наблюдающий должен назначаться для надзора за бригадами, не имеющими права самостоятельно работать в электроустановках.

Наблюдающий отвечает: за соответствие подготовленного рабочего места указаниям, предусмотренным в наряде; за наличие и сохранность установленных на рабочем месте заземлений, ограждений, плакатов и знаков безопасности, запирающих устройств приводов; за безопасность членов бригады в отношении поражения электрическим током электроустановки.

1.9 Каждый член бригады должен выполнять требования настоящих Правил и инструктивные указания, полученные при допуске к работе и во время работы, а также требования инструкций по охране труда соответствующих организаций.

12. Технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ

При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть в указанном порядке выполнены следующие технические мероприятия:

произведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов;

на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты;

проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;

наложено заземление (включены заземляющие ножи, а там, где отсутствуют, установлены переносные заземления);

вывешены указательные плакаты «Заземлено», ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части, вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.

13. Меры безопасности при выводе в ремонт силовых трансформаторов

Осмотр Силовых трансформаторов (далее – трансформаторов) должен выполнятся непосредственно с земли или со стационарных лестниц с поручнями. На трансформаторах, находящихся в работе или резерве, доступ к смотровым площадкам должен быть закрыт предупреждающими плакатами «Не влезай Убьет».

Отбор газа из газового реле работающего трансформатора должен выполняться после разгрузки и отключения трансформатора.

Работы, связанные с выемкой активной части из бака трансформатора или поднятием колокола, должны выполняться по специально разработанному для местных условий проекту производства работ.

Для выполнения работ внутри баков трансформатора допускаются только специально подготовленные рабочие и специалисты, хорошо знающие пути перемещения, исключающие падение и травмирование во время выполнения работ или осмотров активной части. Спецодежда работающих должна быть чистой и удобной для передвижения, не иметь металлических застежек, защищать тело от перегрева и загрязнения маслом. Работать внутри трансформатора следует в защитной каске и перчатках. В качестве обуви необходимо использовать резиновые сапоги.

Перед проникновением внутрь трансформатора следует убедиться в том, что из бака полностью удалены азот или другие газы, а также выполнена достаточная вентиляция бака с кислородосодержанием воздуха в баке не менее 20%.

Для контроля за состоянием и действиями людей внутри трансформатора должен быть назначен как минимум один работник, который обязан находиться у входного люка и постоянно поддерживать связь с работающими. Работник при выполнении работ внутри трансформатора должен быть обеспечен лямочным предохранительным поясом с канатом и при необходимости шланговым противогазом.

Освещение при работе внутри трансформатора должно обеспечиваться переносными светильниками напряжением не более 12 В с защитной сеткой и только заводского исполнения или аккумуляторными фонарями. При этом разделительный трансформатор для переносного светильника должен быть установлен вне бака трансформатора.

Если в процессе работы в бак подается осушенный воздух (с точкой росы не более – 40оС), то общее время пребывания каждого рабочего внутри трансформатора не должно превышать 4 часов в сутки.

Работы по регенерации трансформаторного масла, его осушке, чистке, дегазации должны выполняться с использованием защитной одежды и обуви.

14. Энергосбережение

В современных условиях рациональное использование топливно-энергетических ресурсов становится одним из важнейших факторов рентабельности и конкурентоспособности промышленных предприятий. По сей день одной из основных причин низкой эффективности использования ТЭР является распространенное заблуждение о незначительности доли энергетических затрат в себестоимости продукции. Вместе с тем, в ряде отраслей эта доля составляет от 15 до 40% себестоимости продукции (без учета стоимости сырья и материалов), а в отдельных случаях достигает 75%.

В то же время снижение конкурентоспособности отечественной продукции связано как с постоянным удорожанием энергоносителей, так и с устаревшим подходом к управлению и контролю за использованием энергоресурсов в промышленности. Следует также подчеркнуть, что в масштабах всей страны экономия ТЭР имеет значительно более высокую рентабельность по сравнению с увеличением объемов добычи топлива и строительством новых мощностей по производству энергии.

Наряду с системами контроля и управления использованием энергоресурсов в технологических процессах и смежных производственных нуждах существенная роль в повышении энергоэффективности эксплуатации промышленного оборудования, принадлежит установкам компенсации реактивной мощности.

Экономический эффект внедрения КРМ

Реактивная мощность наряду с активной мощностью учитывается поставщиком электроэнергии, а следовательно, подлежит оплате по действующим тарифам, поэтому составляет значительную часть счета за электроэнергию.

Экономический эффект от внедрения автоматической конденсаторной установки складывается из следующих составляющих:

1. Экономия на оплате реактивной энергии. Оплата за реактивную энергию составляет от 12% до 45% от активной энергии в различных регионах России.

2. Для действующих объектов уменьшение потерь энергии в кабелях за счет уменьшения фазных токов.

3. Для проектируемых объектов экономия на стоимости кабелей за счет уменьшения их сечения.

4. В среднем в действующих объектах в подводящих кабелях теряется 10…15% расходуемой активной энергии.

Рассчитаем экономический эффект внедрения КРМ.

Для расчетов примем коэффициент потерь: Кп=12%. Потери пропорциональны квадрату тока, протекающего по кабелю. Рассмотрим эту составляющую на примере ПС16.

До внедрения автоматической конденсаторной установки cosφ=0,80.

После внедрения автоматической конденсаторной установки cosφ=0,98.

Относительную активную составляющую тока (совпадающую по фазе с напряжением) примем равной единице.

Относительный полный ток составляет до внедрения[14]: I1 == 1,22

Относительный полный ток составляет после внедрения[14]: I2 == 1,02

Снижение потребления активной энергии составит[14]:

Wc = W1 [] Кп = W1 · [] 0,12 = W1 · 0,036

Т.е. в этом примере затраты на активную энергию: уменьшились на 3,6%. В общем случае для действующего объекта годовое снижение потребления активной энергии за счет увеличения cos(φ) составит[14]:

Wc = W1 {[]} · Кп ;

где,

cos(φ1) – cos(φ) до компенсации

cos(φ2) – cos(φ) после компенсации

Кп – коэффициент потерь Кп = 0,12

W1 – годовое потребление энергии до компенсации

Wc = W1 · {[]} · Кп = =15841584 · {[]} · 0,12 = 570297кВт

Годовая экономия С в оплате энергии составит[14]:

С = Wc · Т;

где,

Т – тариф на активную энергию

С = 570297 · 1,05 = 598811,85 руб.

Годовой экономический эффект[14]:

Эг = ;

где,

Сту – Стоимость конденсаторной установки;

Срк – Срок службы конденсаторной установки;

С – экономия на оплате электрической энергии.

Эг = = 8519,19

Коэффициент эффективности[14]:

ε = ;

где,

К – капитальные вложения (стоимость конденсаторной установки)

ε = = 1,27

ε >εн (0,3)

Срок окупаемости капитальных вложений[14]:

Ток =  = = 0,78 года = 9,4мес.

Ток(0,78) < Ток(3года)

Расчет экономического эффекта показывает, что применение в электросетях установок компенсации реактивной мощности КРМ позволяет обеспечить значительную экономию денежных средств на оплату электроэнергии при низком сроке окупаемости капитальных вложений.

15. Расчет стоимости годового потребления энергии по двухставочному тарифу

Промышленные предприятия составляют с энергоснабжающей компанией договор потреблению электроэнергии. В нем указывается допустимая присоединенная мощность с которой предприятие участвует в потреблении электроэнергии в часы максимума энергосистемы это активная мощность в кВт. Присоединенная мощность это суммарная мощность присоединенная к питающей сети энергосистемы тр-ров и электродвигателей напряжением выше 1кВ. Для уменьшения утренних и вечерних пиков графиков нагрузки энергосистемы необходимо перераспределять мощность предприятия и не промышленных потребителей, чтобы избежать дефицита мощности в энергосистеме. Диспетчер энергосистемы ежесуточно назначает режим потребления энергопользования. Предприятие несет ответственность за то чтобы не допускалось повышение заявочного максимума присоединенной мощности. В противном случае энергосистема устанавливает надбавки к тарифам на электроэнергию или штрафы. Под тарифом понимается система отпускных цен на электроэнергию деференцированных для различных групп потребителей. Тарифы разрабатываются комитетами энергетики (раньше министерством энергетики) и утверждаются постановлением правительства по субъекту федерации. В формировании тарифов могут участвовать представители заинтересованных предприятий или ведомств. В основу тарифа закладывается полная себестоимость электроэнергии.

В настоящее время тарифы, предусмотренные прейскурантом цен на электроэнергию N09-01 корректируется с учетом инфляционных коэффициентов.

Согласно этому прейскуранту применяется 2 системы тарифов: одноставочный и двухставочный.

По одноставочному тарифу за электроэнергию платят промышленные потребители и приравненные к ним не промышленные коммунальные.

Одноставочные тарифы являются наиболее простыми, но имеют ряд недостатков: при отключении потребителей они не несут расходов за электроэнергию в тот период, хотя энергосистема держит в рабочем состоянии генерирующие мощности. Другим недостатком одноставочного тарифа является то, что потребитель не имеет стимулов к снижению нагрузки потребления в часы максимума энергосистемы.

Стоимость электроэнергии по двухставочному тарифу[14]:

Сэ=А Рр+В · Wа, руб

Двухставочный тариф состоит из основных и дополнительных ставок. За основные принимается плата (годовая) за 1кВт-час присоединенной договорной максимальной 30 мин мощности предприятия участвующей в максимуме энергосистемы Рр=Рр.max

Дополнительная ставка предусматривает плату израсходованную в кВт-час электроэнергию учтенную счетчиками.

При учебном курсовом и дипломном проектировании, заявленную (договорную) мощность можно считать равной максимально расчетной активной нагрузке предприятия РР кВт, а годовой расход электроэнергии определяется по показателям графиков нагрузок[14]: Wа=Рр·Тм ,кВт·ч

За нарушение договора на отпуск продукции электроэнергии действует шкала штрафов.

Кроме того энергосистема задает предприятию график работы компенсирующих установок, несоблюдение которого ведет к увеличению тарифа на электроэнергию. Одновременно за компенсацию реактивной мощности предусмотрена скидка с тарифа.

Расчетная часть:

А= 32руб.; В=1,05 руб.; Рр=15841584 кВт; Тм=7000 час.

Wа=Рр · Тм= 15841584 ·7000=110891088000 кВт·ч

Сэ=A · Рр +B · Wа=32 · 15841584+1,05 · 110891088000= 11,6 млн. руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Дипломное проектирование по электроснабжению серии электролизеров БТ – 75 завершил, выполнив расчеты по электрической части расчетом электрических нагрузок по участку, выбрал тип и мощность силовых трансформаторов, расчет и выбор кабелей, автоматических выключателей, произвел расчет токов короткого замыкания.

Также были произведены расчеты контура заземления на подстанции 16.

Рассмотрел мероприятия по охране труда и технике безопасности при выводе в ремонт силовых трансформаторов.

БИБЛИОГРАФИЯ

1. Правила устройства электроустановок. 7-е издание Санкт-Петербург, 2002

2. Коновалова Л.Л., Рожкова Л.Д. Энергоснабжение промышленных предприятий и установок. Учебное пособие для техникумов. М.,Энергоатомиздат, 1989

3. И.И. Алиев Электротехнический справочник. 3-е издание исправленное и дополненное. М., изд. предприятие «РадиоСофт», 2000

4. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. - М., Изд-во НЦ ЭНАС, 2001

5. Электроустановки промышленных предприятий. Под общей редакцией Н.С. Мовсесова, A.M. Храмушина. М.,«Энергия», 1980

6. Р. А. Кисаримов Справочник электрика. М., РадиоСофт, 1999

7. Справочник металлурга по цветным металлам. Производство алюминия. М., Металлургия, 1971

8. Е.Н. Беляев. Как рассчитать ток короткого замыкания. М., Энергия,1871

9. Справочник по расчету проводов и кабелей, изд. 2-е. М., «Энергия», 1964

10. М.Р. Найфельд Заземление, защитные меры электробезопасности, изд. 4-е, пререпаб. и доп. М., «Энергия», 1971

11. И.И. Токарчук, Д.А. Колпаков, Р.А. Шиманский Справочник энергетика. М., «Недра», 1976

12. П.И. Головкин Энергосистема и потребители электрической энергии. - 2-е изд., перераб. и доп., М., Энергоатомиздат, 1984

13. Е.А. Конюхова Электроснабжение объектов. М., изд. «Мастерство», 2000

14. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. Под редакцией Ю.Г. Барыбина и др. М., Энергоатомиздат, 1991

15. Приложение к заданию

16. Методические указания по курсовому и дипломному проектированию СИПИ, 1990

Страницы: 1, 2, 3, 4