Электроснабжение предприятия по производству деталей к автомобилям

БОЛЬШАЯ ЛЕНИНГРАДСКАЯ БИБЛИОТЕКА - РЕФЕРАТЫ - Электроснабжение предприятия по производству деталей к автомобилям

Электроснабжение предприятия по производству деталей к автомобилям

"Электроснабжение предприятия по производству деталей к автомобилям "

Расчетно-пояснительная записка к дипломному проекту.

Содержание

Введение

1. Определение расчетных электрических нагрузок предприятия

1.1 Общая характеристика предприятия и источников электрснабжения

1.2 Определение расчётных электрических нагрузок цехов

1.3 Расчёт электрического освещения завода

1.3.1 Выбор источником света

1.3.2 Выбор типа светильников

1.4 Определение расчётной и сменной нагрузки по цехам с учётом освещения и всего в целом

2. Технико-экономическое сравнение вариантов внешнего электроснабжения

2.1 Выбор напряжения системы внешнего электроснабжения

2.2 Выбор внешней схемы электроснабжения завода

2.3 Технико-экономический расчёт вариантов питающего напряжения

2.3.1 Выбор числа и мощности трансформаторов

2.3.2 Выбор сечения проводов ВЛЭП

2.3.3 Выбор выключателей

2.3.4 Выбор разъединителей

2.3.5 Технико-экономическое сравнение вариантов электроснабжения на напряжении 35 И 110 кВ

2.3.6. Анализ результатов и выбор решения

3. Определение центра электрической нагрузки

4. Выбор числа и мощности цеховых ТП

4.1 Распределение нагрузок по цеховых ТП

4.2 Расчёт распределения реактивной мощности по магистралям

4.3 Результаты выбора ку и мощности трансформаторов

4.4 Расчёт приведённых затрат по вариантам

5. Главная понизительная подстанция

5.1 Конструктивное исполнение ГПП

5.1.1 Распределительное устройство 110 Кв

5.1.2 Распределительное устройство 10 Кв

5.2 Расчёт токов короткого замыкания в сетях 110 И 10 кВ

5.3 Выбор аппаратов ГПП на напряжении 110 кВ

5.3.1 Выбор разъединителей

5.4 Выбор аппаратов ГПП на напряжение 10 кВ

5.4.1 Выбор выключателей

5.4.2 Контрольно-измерительные приборы на подстанции

5.4.3 Выбор трансформаторов тока

5.4.4 Выбор трансформатором напряжения

6. Схема распределительной сети предприятия

6.1 Характеристика цеха

6.2 Расчёт электрического освещения

6.2.1 Выбор типа и системы освещения

6.2.2 Выбор источниковсвета и светильнико

6.2.3 Расположение и установка светильников

6.2.4 Светотехнический расчёт

6.3 Расчёт нагрузки термическог цеха

6.4 Расчёт сети с напряжением U<1000В

6.4.1 Выбор схемы и её конструктивного исполнения

6.4.2 Расчёт электрических нагрузок

6.5 Выбор проводников и аппаратов защиты термическог цеха

6.5.1 Выбор аппарата а1, защищающего магистральный шинопровод ШМА1

6.5.2 Выбор аппарата а2, защищающего троллею с мостовым краном (54 на плане)

6.5.3 Расчёт защиты распределительных сетей на участке термической обработки

7. Грозозащита объектов

7.1 Принцип действия молниеотводов

7.2 Зоны защиты молникотводов

7.3 Заземление молниеотводов

7.4 Условия безопасного прохождения тока молнии по молниеотводу

7.5 Конструктивные исполнения молниеотводов

7.6 Расчёт молниезащиты гппп

8. Мероприятия по обеспечению требований безопасности и экологичности при электроснабжении промышленного предприятия

8.1 Условия производства работ

8.2 Классификация производственных помещений по условиям окружающей среды и степени опасности поражения электрическим током

8.3 Мероприятия по обеспечению безопасной работы с электрооборудованием. Классификация защиты от поражения электрическим током

8.4 Анализ опасности поражения в выбранной сети

8.5 Обеспечение пожарной безопасности электроустановок при эксплуатации. особенности тушения пожара в электроустановках

8.6 Молниезащита установок и сетей

8.7 Защита от воздействия поля промышленной частоты

Заключение

Список используемой литературы

Аннотация

В данном дипломном проекте рассматривается задача проектирования системы электроснабжения автомобильного завода. Завод является предприятием автомобилестроения.

При проектировании решаются задачи, которые заключаются в определении расчётных электрических нагрузок, в правильном выборе напряжения распределения по заводу, выборе числа и мощности трансформаторов, конструкции промышленных сетей. Для выбора элементов системы производится расчёт токов короткого замыкания, рассматриваются вопросы, касающиеся релейной защиты и автоматики трансформаторов ГПП, а также заземляющего устройства пункта приёма электроэнергии. В проекте использовалась рекомендуемая литература. Графическая часть представлена на 6 листах.

Введение

Темой данной работы является проектирование системы электроснабжения автомобильного завода.

Ускорение научно-технического процесса диктует необходимость совершенствования промышленной электроники, создание современных надёжных систем электроснабжения промышленных предприятий, освещения, автоматизированных систем управления электрооборудованием и технологическим процессом.

Поэтому при проектировании уделено большое внимание вопросам надёжности, обеспечение качества электроэнергии и электромагнитной совместимости, быстродействия и селективности релейной защиты и оперативной автоматики.

Основные задачи, решаемые при проектировании системы электроснабжения, заключаются в оптимизации параметров этих систем путём правильного выбора напряжений, определении электрических нагрузок, высоких требований к бесперебойности электроснабжения, рационального выбора числа и мощности трансформаторов, конструкций промышленных сетей, средств регулирования напряжения, средств симметрирования нагрузки, подавление высших гармонических составляющих в сетях путём правильного построения схемы электроснабжения, соответствующей оптимальному уровню надёжности.

Подробно рассмотрена методика проектирования системы электроснабжения цеха. Выбор основного электрооборудования и его защита производится на основе расчета токов короткого замыкания.

1. Определение расчетных электрических нагрузок предприятия

1.1 Общая характеристика предприятия и источников электрснабжения

Промышленное предприятие расположено в центральном районе России, где средняя температура окружающей среды зимних суток - 1С, а летних составляет + 18 С с относительной влажностью 90%.

Скоростной норматив ветра около 21 м/с с повторением один раз в 5 лет, что позволяет отнести его к первому району. По толщине стенок гололеда в 15 мм согласно ПУЭ местность относится к 4 району по гололеду.

Предприятие предназначено для выпуска дорожных машин и относится к промышленности России,

На данном промышленном предприятии имеются потребители электроэнергии 1, 2 и 3 категории надежности электроснабжения. Основные потребители 1 категории сосредоточены в гальваническом, штамповочном и термическом цехах, где перерыв в их электроснабжении может привести к порче дорогостоящего оборудования или к гибели обслуживающего персонал

К потребителям 2 категории относятся электроприемники, расположенные в механических, инструментальном и электромонтажном цехах, так как перерыв в электроснабжении может вызвать простой оборудования и значительный недоотпуск продукции.

К потребителям 3 категории относятся электроприемники, расположенные в административно-бытовых помещениях и в общественных местах. Питание завода можно осуществить от районной подстанции расположенной в 20-ти км от территории завода. На районной подстанции имеются РУ напряжением 110/35 кВ. Установленные мощности цехов приведены в таблице 1, а генеральный план предприятия на рисунке 1.1

Таблица 1. Установленные нагрузки цехов

Рис 1.1. План расположения цехов предприятия

1.2 Определение расчётных электрических нагрузок цехов

Расчетная нагрузка цехов определяется методом коэффициента спроса, из выражений:

где  - коэффициент спроса данной группы электроприемников, принимаемых по справочным материалам [1].

 - соответствует характерному для данной группы электроприемников , определенному по справочным материалам [1].

Сменная нагрузка цехов определяется по методу коэффициента использования:

где  - коэффициент использования данной характерной группы электроприемников, принимаемый по справочным материалам [1].

Суммарная расчетная нагрузка предприятия определяется с учетом коэффициента равномерности максимума:

где  для данного типа предприятия. [1]. Результаты расчета сведены в таблицу 1.1

Таблица 1.1. Определение расчётных электрических нагрузок цехов

1.3 Расчёт электрического освещения завода

1.3.1 Выбор источником света

Для освещения производственных помещений принимаются лампы типа ДРЛ, обладающие высокой светоотдачей, большим сроком службы, прекритичностыо к условиям внешней среды. Главной причиной выбора этих ламп является высота цеха 8,5 м, а также нетребовательностью производства к цветопередаче.

Для освещения административно-бытовых помещений принимаются люминесцентные лампы, обладающие высокой светоотдачей и большим сроком службы.

1.3.2 Выбор типа светильников

Для ламп типа ДРЛ выбираются светильники РСПО5/ДОЗ (пылезащищенного исполнения).

Для административно-бытовых помещений выбираются светильники ЛПО-01 встроенные и потолочные, излучающие часть светового потока в верхнюю полусферу [2]. Данные светильники устанавливаются с лампами типа ДЛЦ. Светотехнические характеристики освещаемых помещений приведены в таблице 1.

Таблица 1.2. Значения коэффициентов отражения стен

Расчет осветительной нагрузки проводится упрощенным методом по таблицам удельной мощности для цехов [2. табл.5.40], для административно-бытовых помещений [2 табл.5.45.]. Результаты расчета сводятся в таблицы 1.3 и 1.4

Основные данные нагрузки административно-бытовых зданий

Таблица 1.3

Таблица 1.4. Основные данные осветительной нагрузки цехов

Расчётная мощность осветительной нагрузки определяется по следующим формулам

Где  - коэффициент, учитывающий потери в пускорегулирующей аппаратуре:

Для ДРЛ = 1,12, для ЛЛ =1,2.

 - коэффициент спроса: для производственных зданий, состоящих из отдельных помещений, =0,8; для административных зданий и предприятий общественного питания, =0,9;

 - соответствует коэффициенту мощности: для ламп ДРЛ =0,57, для ЛЛ

=0,95

Расчётная осветительная нагрузка по лампам ДРЛ:

Расчётная осветительная нагрузка по люминесцентным лампам:

1.4 Определение расчётной и сменной нагрузки по цехам с учётом освещения и всего в целом

Расчетные, сменные нагрузки по цехам и ГПП приведены в таблицах 1.5, 1.6 и 1.7

Таблица 1.5. Расчётные нагрузки по цехам с учётом освещения

Таблица 1.6. Сменные нагрузки по цехам с учётом освещения

Расчётная нагрузка ГПП от которой будет питаться завод, складывается из расчётной нагрузки цехов, расчётной нагрузки освещения, транзитной присоединённой мощности.

Таблица 1.7. Расчётная нагрузка предприятия и ГПП

2. Технико-экономическое сравнение вариантов внешнего электроснабжения

2.1 Выбор напряжения системы внешнего электроснабжения

Для получения наиболее экономичного варианта электроснабжения предприятия в целом, напряжение каждого звена системы электроснабжения предприятия должно выбираться с учётом напряжения смежных звеньев. Выбор напряжений основывается на сравнении технико-экономических показаний различных вариантов.

В данном случае имеется возможность получать питание от подстанции с напряжением 110/35 кВ, находящейся на расстоянии 20 км от завода.

Для приближенного определения рационального напряжения системы электроснабжения промышленных предприятий предварительно определяется два варианта 35 кВ и 110 кВ, которые необходимо сравнить, проведя технико-экономический расчет.

2.2 Выбор внешней схемы электроснабжения завода

На данном промышленном предприятии преобладают потребители 1 и 2 категории, поэтому для осуществления надёжности электроснабжения завода, питание обеспечивается по 2-х цепной воздушной линии электропередач. Для преобразования и распределения электрической энергии на заводе устанавливается главная понизительная подстанция (ГПП). Распределительное устройство высшего напряжения ГПП представлено на рис.2.1

Рис.2.1 Схема РУ ВН ГПП

Данная схема применяется на напряжения 35-220 кВ для ответвительных и тупиковых подстанций.

2.3 Технико-экономический расчёт вариантов питающего напряжения

После определения электрической нагрузки и установления категории надёжности потребителя, намечаем возможные варианты электроснабжения кабельными или воздушными линиями различных напряжений. На оценку экономичности варианта не влияет, в каком эквиваленте будет производиться расчет. Для простоты использования справочной литературы технико-экономический расчет сравнения двух вариантов будет производиться по справочным данным 1989г.

2.3.1 Выбор числа и мощности трансформаторов

По условию надёжности электроснабжения потребителей первой и второй категории принимается два трансформатора. В целях уменьшения установленной мощности, используется перегрузочная способность трансформаторов. Допустимая перегрузка трансформатора в послеаварийном режиме до 40% в течении не более 6 часов в продолжении 5 суток

Расчетная мощность определяется по следующей формуле:

Выбор трансформатора и его мощности приведён в таблице 2.1

Таблица 2.1. Выбор мощности трансформаторов

2.3.2 Выбор сечения проводов ВЛЭП

Питание предприятия обеспечивается посредством линии электропередач. Выбор сечения линий электропередач осуществляется по экономической плотности тока.

где Jэк - нормированное значение экономической плотности тока, А/мм определяется в зависимости от числа часов использования максимума нагрузки в год. Число часов использования максимума нагрузки в год принимается, при 2-х сменном режиме работы, Тм< 5000ч., тогда

Jэк=1,1 А/мм, Далее, для сталеалюминевых проводов, минимальным сечением по прочности является , а по условиям возможного коропирования при напряжении 110 кВ минимальным сечением является

Выбор сечений и технические характеристики проводов сведены в таблицы 2.2 и 2.3

Таблица 2.2. Выбор сечений проводов

Таблица 2.3.Технические характеристики проводов типа АС

2.3.3 Выбор выключателей

Для установки на ГПП применяются маломасляные выключатели. Предварительно, для технико-экономического сравнения, выключатели выбираются по следующим условиям: по напряжению установки: Uном>Uуст по длительному току: Iном>Iнорм; Iном>Iмах.

Выбор выключателей и разъединителей приведен в таблицах 2.4 и 2.5

Таблица 2.4. Выбор выключателя

2.3.4 Выбор разъединителей

Для установки на ГПП принимаются разъединители серии РДНЗ. Предварительно для технико-экономического сравнения, разъединители принимаются по напряжению установки и по максимальному току

Таблица 2.5. Выбор разъединителей

2.3.5 Технико-экономическое сравнение вариантов электроснабжения на напряжении 35 И 110 кВ

Расчет на напряжение 35 кВ. Определяется значение полных приведенных затрат, которое является показаниями экономичности варианта:

где Ен - нормативный коэффициент отчислений, Ен=0,12; К - капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения; С - годовые эксплуатационные расходы. Капитальные затраты складываются и из следующих составляющих:

где Кл - капитальные затраты на сооружение воздушных линий.

Кло - стоимость сооружения 1 км линий, L - длина линии. Коб - капитальные затраты на установку оборудования трансформаторы, выключатели, разъединители):

Годовые эксплуатационные расходы определяются:

где  - стоимость годовых амортизационных отчислений

где Ка - коэффициент амортизационных отчислений. Амортизационные отчисления на линии Кал=2,8%, амортизационные отчисления на подстанцию Кап=6,3%,  - стоимость потерь электрической энергии:

где  - стоимость  электроэнергии

 - число часов работы предприятия в год Тм =4100 ч.

 - потери электроэнергии, где -потери мощности в линиях. Для двухцепной линии потери составляют:

где  - удельные потери мощности на 1 цепь

 - коэффициент загрузки,

 - потери мощности в трансформаторе

Реактивные потери холостого хода:

Реактивные потери короткого замыкания:

Приведённые потери короткого замыкания активной мощности

где  - коэффициент потерь, называемый экономическим эквивалентом реактивной мощности.

Приведённые потери активной мощности при холостом ходе:

Полные потери в трансформаторах:

где  - коэффициент загрузки трансформатора

Суммарные потери мощности:

Стоимость потерь:

Суммарные годовые эксплуатационные доходы:

Суммарные затраты:

Потери электроэнергии:

2.3.6. Анализ результатов и выбор решения

Технико-экономический расчет позволяет сделать вывод о наиболее рациональном напряжении питания.

Таблица 2.7. Результаты технико-экономического расчёта

По данным таблицы 2.7 делается вывод о рациональности напряжения 110 кВ.

3. Определение центра электрической нагрузки

Размещение ГПП следует произвести в центре электрических нагрузок, который определяется, как центр тяжести однородной плоской фигуры. Расположение цехов на плане предприятия и система координат представлены на рис 3.1

Таблица 3.1. Мощности и координаты цехов предприятия

Выбрав произвольную систему координат, центр электрических нагрузок определяется по формулам:

Рис.3.1 Определение центра электрических нагрузок

Так как в полученном центре (рис.3.1) размещения ГПП возможно, то подстанция устанавливается в точке, со смешением вдоль оси X в направлении источника питания.

4. Выбор числа и мощности цеховых ТП

Выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций, также как число трансформаторов на каждой из них, должен производиться в зависимости от величин сменных нагрузок, близости или удалённости цехов друг от друга, необходимой надёжности питания потребителей, перспективы развития производства, удельной плотности нагрузки и загрузки трансформаторов в рабочем режиме, а также производственными, архитектурно-строительными и эксплуатационными требованиями. Должны учитываться конструкция производственных помещений и условия окружающей среды.

Однотрансформаторные цеховые подстанции, как правило, применяются при нагрузках, допускающих перегрев питания на время доставки складского резерва, или возможности резервирования питания потребителей по сети вторичного напряжения. Двухтрансформаторные цеховые подстанции применяются при преобладании потребителей 1 и 2 категории, а также при неравномерном суточном или годовом графике нагрузок.

Мощность трансформаторов 2-х трансформаторной подстанции выбирается так, чтобы в аварийном режиме, при отключении одного из них, другой мог бы нести всю нагрузку с перегрузкой не более 30%.

Мощность трансформатора однотрансформаторной подстанции выбирается такой, чтобы она полностью обеспечивала электроэнергией всех потребителей запитанных от неё. При выборе мощности трансформаторов учитывается, что максимальная мощность трансформаторов, установленных на цеховых ТП, не должна превышать 1600-2500 кВА [4] тех случаях, когда мощность, потребляемая цехом велика, то необходимо устанавливать несколько ТП на цех.

При выборе цеховых трансформаторов следует стремиться к меньшей номенклатуре трансформаторов по мощности предприятия в целом.

При плотности нагрузки целесообразно принять КТП с трансформаторами мощностью 1000 кВА: при 0,2-0,3 - 1600, более 0,3 приходится рассматривать установку трансформаторов мощностью 250-400 или 630 кВА.

Для трансформаторов цеховых ТП следует принимать следующие коэффициенты загрузки:

для цехов с преобладающей группой электроприемников первой категории при 2-х трансформаторной КТП: 0,65 - 0,75,для цехов с электроприёмниками преимущественно второй категории, где необходимо предусматривать однотрансформаторные КТП.0,9-0,95, для цехов с преобладанием электроприёмников третьей категории: 0,95 - 1,0 [4].

4.1 Распределение нагрузок по цеховых ТП

Для начального определения мощности трансформаторов КТП, рассчитывается удельная плотность нагрузки

где  - суммарная расчётная нагрузка цехов присоединённых к одной КТП, F - площадь этих цехов

Таблица 4.1. Распределение нагрузок по ЦТП

Далее приводится оптимизация выбора мощности трансформаторов ТП в зависимости о их числа, категории надёжности электроснабжения потребителей и коэффициента загрузки трансформатора потребителей и коэффициента загрузки трансформатора.

Составляются варианты с различной мощностью трансформаторов и оптимальным размещением компенсирующих устройств. По категории надёжности ЭП для всех потребителей можно принять однотрансформаторные ТП за исключением ТПЗ и ТП6.

Выберем мощности трансформаторов:

где n - количество трансформаторов в ТП.

Таблица 4.2. Выбор максимальной мощности трансформаторов

Для каждого предприятия, энергосистема устанавливает величину реактивной мощности, которую она передаёт по своим сетям этому заводу в часы максимума нагрузки энергосистемы Qэ, недостающая мощность должна быть скомпенсирована на месте.

Определяется реактивная мощность, соответствующая нормированному коэффициенту мощности.

Для питания цеховых ТП в системе внутризаводского электроснабжения применяется напряжение 10 кВ. Питание производится кабелями,

проложенными в траншеях. Принимаются кабели типа ААШв с бумажной изоляцией, алюминиевой оболочкой и жилами, и шланговым ПХВ покровом. Для данного типа прокладки кабеля:

расчетная температура окружающей среды +15°С

нормированная температура жилы проводника +60 С.

Условия выбора кабеля. В качестве примера, приводится выбор сечения кабеля питающего ТП2 и ТП1.

1. По условию нагрева длительно допустимым током:

К2 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды (К2=1) [13. табл.7.32]

К1 - поправочный коэффициент на число работающих кабелей, уложенных в одной траншее (К1-1, т.к кабель один), тогда

По условию, что Iдоп>Iрn принимается сечение кабеля F=70 с Iдоп=165А

2. По экономической плотности тока:

Число часов использования максимума нагрузки:

Для данного значения Тм = 3563,4 ч. Jэ = 154 [13. табл.7.27]

Fэк=Iр/ Jэк=150/1,4= 107

Принимаем стандартное ближайшее сечение F=120 с Iдоп=240 А.

3. По термической стойкости к токам КЗ сечение определяется по формуле

где С - температурный коэффициент, , А - ток короткого на шинах 10кВ ГПП, С = 98 для кабелей с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией.

Меньшее стандартное ближайшее сечение 50  с Iдоп = 180 А.

4. По перегрузочной способности: Iдл. доп > Iрмах, где  Кпер - коэффициент допустимой перегрузки по отношению к номинальной, определяется по Iнорм/Iдоп 150/240, Кпер=1,25 в течении 6 часов [7. табл.13.1]

Кп=1 - так как проложен один кабель. Iдл. доп=.300 А > 195 А

Окончательно выбирается кабель ААШв F = 120  с Iдоп=240А. Расчет остальных кабелей аналогичен и сводится в таблицу 4.3

Таблица 4.3. Выбор кабелей питающих ТП

Сопротивление участков сети выполненных кабелями определяем по следующей формуле:

,

где  - удельное сопротивление кабельной линии, Ом/км [4 табл.2.7]

Таблица 4.4. Сопротивление участков сети

4.2 Расчёт распределения реактивной мощности по магистралям

Сопротивление трансформаторов, приведённое к 10 кВ определяется по формуле:

где Рк. з. - потери короткого замыкания, кВт [4. табл.13.]. Расчёт проводится для каждой из ТП, исходя из 2-х вариантов мощности трансформаторов (максимальной и минимальной).

; ;

Эквивалентное сопротивление всей схемы

Таблица 4.5. Сопротивления трансформаторов

Входные реактивные мощности энергосистемы для соответствующих магистралей имеют следующие значения:

Распределение реактивной мощности от энергосистемы по трансформаторам отдельных магистралей приводится в таблице 4.6., там же находится значения минимальных мощностей компенсирующих устройств по магистралям. Рассмотрим магистраль М1.

Таблица 4.6. Распределение реактивной мощности

Выбор КУ при компенсации на стороне 10 кВ

Выбираются следующие компенсационные устройства:

2хУК10,5-1125ЛУЗ+1хУК10,5-900ЛУЗ+1хУК10,5-400ЛУЗ=3550кВар

Определение Sтmin при компенсации реактивной мощности на стороне 0,4кВ. Выбор ККУ:

Магистраль М1:

;

Магистраль М2:

Магистраль М3:

;

Магистраль М4:

Минимальная мощность трансформаторов:

, результаты приведены в таблице 4.6.

4.3 Результаты выбора ку и мощности трансформаторов

Результаты выбора КУ и мощности трансформаторов для вариантов компенсации реактивной мощности на стороне 10 и 0,4 кВ сведены в таблице 4.7.

Таблица 4.7. Результаты выбора КУ и мощности трансформаторов для дух вариантов

4.4 Расчёт приведённых затрат по вариантам

Используются следующие соотношения:

где Етп, Екл - общие ежегодные отчисления от капиталовложения на ГП и кабельные линии. Етп =0,223; Екл=0,165 [4]; Ктп - стоимость ТП с минимальным количеством оборудования на сторонах НН и ВН; Екл - стоимость кабельной линии с учётом строительных работ.

 -

удельные затраты на КУ, установленные на стороне 10 кВ

Зо =Ео (Кя+Ккn) +ЕрОк - Кя, Кк, Кр –

соответственно стоимость ячейки, вакуумного выключателя и регулятора АРКОН с приставкой ППЗ.

 -

затраты на компенсирующие устройства на магистрали М1

Эксплуатационные затраты:

где Стхх - стоимость потерь электроэнергии в трансформаторе при холостом ходе, Со - удельная стоимость потерь активной мощности, -стоимость потерь электроэнергии в сети 10 кВ и в трансформаторах от. протекания активных нагрузок, СДО - стоимость потерь электроэнергии в сети 10 кВ и в трансформаторах от протекания реактивных нагрузок, К-матрица узловых сопротивлений, Ррi-матрица расчетных нагрузок i-х трансформаторов

Суммарные приведенные затраты:

В качестве примера рассматривается магистраль М1.

Вариант 1:

Вариант 2:

ТП2-трансформатор S=1600 кВА, ТП1-трансформатор S=630 кВА.

Зтп=0,22313568+0,2235064=4154,9 руб.

Зкл=271,4ру5.

Затраты на КУ складываются да затрат на потери энергии в конденсаторах и отчислений от стоимости ККУ, соответственно для мощностей.

Остальные расчеты проводятся аналогично, результаты расчетов приведенных затрат по вариантам сведены в таблице 4.8

Результаты расчётов приведённых затрат 4.8

Для магистралей М1 и М3 экономичным оказался второй вариант с минимальной мощностью трансформаторов и установкой КУ на стороне 0,4 кВ.

Хотя для М2 и М4 экономически равноценны оба варианта, но учитывая технические преимущества применения БК-0,4кВ для них также принимаются второй вариант мощности трансформаторов.

Технические преимущества второго варианта складываются из возможности подключения БК-0,4кВ в питающей сети до 1 кВ, что разгрузит эти сети от перетоков реактивной мощности и уменьшит потери мощности в этой сети.

Обслуживание БК-0,4кВ значительно проще чем БК-10кВ т.к для их обслуживания необходима более высокая квалификация электриков и по правилам техники безопасности при обслуживании БК-10кВ необходим наряд на ведение работ и участие порой не менее трех человек. БК-10кВ размещены на ГПП или РП - 10кВ, а это не разгружает кабельные линии от перетоков реактивной мощности и энергии в этих сетях, что видно из таблицы 4.8 по эксплуатационным затратам (Зэ).

5. Главная понизительная подстанция

5.1 Конструктивное исполнение ГПП

Распределение устройств 110 кВ главной понизительной подстанции выполняется по схеме "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии". ОРУ обеспечивает надежность работы, безопасность и удобство в обслуживании при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение

крупноблочных узлов заводского изготовления.

Все аппараты ОРУ располагаются на невысоких основаниях из

возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Шины выполняются гибкими из многопроволочных проводов и крепятся с помощью опорных изоляторов на железобетонных порталах.

Распределительное устройство 10 кВ выполняется из шкафов КРУН серии К-59.

5.1.1 Распределительное устройство 110 Кв

Схема изображена на рис.5.1. В нормальных условиях выключены все аппараты кроме разъединителей QS3, QS4. Наличие перемычки дает возможность связи трансформатора Т1 с линией W2 и трансформатора Т2 с линией WI. При работе с одной ЛЭП WI и трансформаторами Т1 и Т2 должны быть включены разъединители QS3, QS4 и отключен разъединитель QS2. Режим работы с двумя ЛЭП и одним трансформатором менее вероятен, так как ЛЭП WI и W2 должны быть рассчитаны на передачу всей мощности между источником питания и подстанцией.

На ГПП устанавливаются два трансформатора типа ТДН-16000/110. Регулирование напряжения осуществляется под нагрузкой.

Технические характеристики трансформатора Таблица 5.1

Для установки на ГПП рассматриваются маломасляные выключатели, обладающие следующими достоинствами: небольшое количество масла служащего дугогасящей средой и частично изоляцией между разомкнутыми контактами; относительно малая масса; удобный доступ к дугогасительным контактам.

К недостаткам маломасляных выключателей относятся взрыво и пожароопасность, хотя и значительно меньшая, чем у баковых выключателей, невозможность осуществления быстродействующего АПВ, и необходимость периодического контроля, доливки, относительно частот замены масла в дугогасительных бачках, трудность установки встроенных трансформаторов тока.

На ГПП устанавливается два выключателя типа ВМТ-110, выбор которых будет рассматриваться ниже.

На подстанции принимаются разъединители типа РНДЗ-110 горизонтально-поворотные. Разъединители двухколонковые, с заземляющими ножами, которые приспособлены работать и в зимнее время и при гололеде, выбор разъединителей будет рассматриваться ниже.

На ГПП для защиты от перенапряжений устанавливаются вентильные разрядники типа РВС-110. Разрядник разряжает волну перенапряжений на землю с последующим немедленным восстановлением нормальной изоляцией сети по отношению к земле.

Системы 110 кВ работают с эффективно-заземлённой нейтралью.

5.1.2 Распределительное устройство 10 Кв

В качестве РУНН применяется комплектное распределительное устройство наружной установки. При применении комплектных устройств повышается общее качество электроустановки, надёжность её работы, удобство и безопасность её обслуживания, обеспечивается быстрое расширение и мобильность при реконструкции. Электромонтаж сводиться лишь к установке различных комплектных электроустройств и присоединению их к электрическим сетям. Комплектные устройства полностью со всеми аппаратами, измерительными приборами и вспомогательными изготавливаются комплектуются и испытываются на заводе и в собранном виде доставляются на место установки. КРУН предназначены для открытой установки вне помещений. Оно состоит из металлических шкафов со встроенными в них аппаратами, приборами, устройствами защит и управления. Шкафы КРУН имеют уплотнения, обеспечивающие защиту аппаратуры от загрязнения и атмосферных осадков, КРУН рассчитываются для работы при температурах окружающего воздуха от

Для выполнения РУНН применяются шкафы КРУН серии К-59. К-59 предусматривает однорядную установку шкафов с коридором для обслуживания. Основные коммутационными аппаратом в шкафах серии К-59 является вакуумный выключатель ВВЭ-10 на токи до 1600 А. В качестве трансформатора собственных нужд ТСН используется трансформатор типа ТМ мощностью до 63 кВА, а также трансформаторы тока серии ТЛМ-10 и трансформаторы напряжения типа НАМИ.

5.2 Расчёт токов короткого замыкания в сетях 110 И 10 кВ

Для расчета токов короткого замыкания необходимо составить расчётную схему, соответствующую нормальному режиму работы системы электроснабжения, считая, что трансформаторы работают раздельно, и схему замещении (рис.7,8)

Расчёт токов короткого замыкания проводится в относительных единицах. По заданной мощности короткого замыкания Sкз = 1000 МВА проводится расчёт установившихся токов короткого замыкания. За базисные величины принимаются:

Определение параметров схемы замещения: Система: Ес=1

Трансформатор:

Рассматривается трехфазное замыкания в точке К-2:

Периодический ток короткого замыкания:

Апериодический ток короткого замыкания:

 [8. табл.3.8]

tотк = 0,2 [8. рис.3.62], определяется по расчётным зонам токов короткого замыкания (Та = 0,02 с)

Ударный ток короткого замыкания:

Рис 5.1 Расчётная схема Рис.5.2 Схема замещения

Двухфазное замыкание в точке К-2:

Однофазное замыкание в точке К-2:

Для определения однофазного тока короткого замыкания составляются схемы замещения трех последовательностей - прямой, обратной и нулевой

Рассматриваются короткие замыкания в точке короткого замыкания К-3:

Трёхфазное КЗ:

Периодический ток короткого замыкания:

Апериодический ток короткого замыкания:

Та = 0,03 для системы связкой со сборными шинами 6-10 кВ, где рассматривается короткое замыкание через трансформаторы мощностью 32 МВА [8 табл.3.8]

Ударный ток короткого замыкания:

Двухфазное короткое замыкание в точке К-3:

Рассматривается короткое однофазное замыкание в точке К-1:

Распределение тока однофазного КЗ по ветвям:

Со стороны системы:

Итог расчёта сводится в таблицу 5.2

Таблица 5.2. Расчёт токов короткого замыкания

5.3 Выбор аппаратов ГПП на напряжении 110 кВ

Выбор выключателей осуществляется по следующим условиям: по напряжению установки Uном>Uуст по длительному току: Iном>Iнорм; Iном>Iмах. по отключающей способности

а) проверка на симметричный ток отключения Iотк ном >Iпо

б) проверка отключения апериодической составляющей тока КЗ:

, где

 - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключающем токе.

По включающей способности:

а) Iномвкл>Iпо

б) iвклQ>iуд проверка на термическую стойкость  где ВК - тепловой импульс тока КЗ

Проверка на электродинамическую стойкость:

а) IдинIпо

б) iдин iуд

предварительно выбирается выключатель ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ-1 проверка условий выбора выключателя сведена в таблицу 5.3.

5.3.1 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей осуществляется по следующим условиям: по и напряжению установки: Uном>Uуст по длительному току: Iном>Iнорм; Iном>Iмах

на электродинамическую стойкость:

а) Iдин>Iпо

б) Iдин>Iуд

проверка на термическую стойкость

Предварительно выбран разъединитель РДНЗ-П0/1000У1. Проверка условий выбора разъединителя сведена в таблицу 5.3

Таблица 5.3. Выбор выключателей и разъединителей 110 кВ

Выбранные выключатели и разъединители проходят по условиям проверки.

5.4 Выбор аппаратов ГПП на напряжение 10 кВ

5.4.1 Выбор выключателей

Условия выбора выключателей остаются те же. В КРУН серии К-59 устанавливаются выключатели типа ВВЭ-10. В таблице 5.5 приведены результаты проверки условий выбора для вводных выключателей. Остальные выключатели выбираются аналогично

Предварительно выбран выключатель ВВЭ-10-20/1600УЗ

Таблица 5.5. Выбор выключателей 10 кВ

Выбранный выключатель удовлетворяет всем условиям выбора.

5.4.2 Контрольно-измерительные приборы на подстанции

В цепях на ГПП требуется устанавливать следующие контрольно-измерительные приборы.

В цепи вводного выключателя: трансформаторы тока и напряжения для подключения амперметра, ваттметра, счетчики активной и реактивной энергии.

На сборных шинах: трансформатор напряжения для подключения вольтметра для измерения междуфазного напряжения, вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений и счетчики активной и реактивной энергии.

Трансформатор тока в цепи секционного выключателя для подключения амперметра.

Трансформаторы тока на линиях 10 кВ к потребителям для подключения счетчиков активной и реактивной энергии.

5.4.3 Выбор трансформаторов тока

В шкафах серии К-59 устанавливаются трансформаторы тока типа ТЛМ-10. Трансформаторы тока выбираются по следующим условиям:

По напряжению: Uном>Uуст.

Потоку: Iном>Iнорм; Iном>Iмах.

По конструкции и классу точности (в данном случае класс точности должен быть не ниже 0,5).

По электродинамической стойкости (электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин, поэтому такие трансформаторы не проверяются по этому условию).

По термической стойкости:

 или  

где Кт - кратность термической стойкости.

По вторичной нагрузке: , где  - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Так как индуктивное сопротивление токовых цепей не велико, то , , rприб - сопротивление приборов, rпр - сопротивление проводов, rк - сопротивление контактов, при количестве приборов до трех rк = 0,05 Ом, при большем количестве rк = 0,1 Ом

Зная rпр можно определить сечение соединительных проводов:

,

где  - удельное сопротивление материала

для провода с алюминиевыми жилами, Iрасч - расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока.

Выбор трансформаторов тока проводится на примере для цепи вводных выключателей.

Предварительно для установки выбирается трансформатор тока ТЛМ-ЮУЗ

Таблица 5.7. Технические характеристики ТЛМ - 10 У3

Проверка условий выбора:

По напряжению: Uном>Uуст,

Потоку: Iном>Iнорм; Iном1>Iмах

Класс точности равен 0,5

,

Определяется суммарная мощность подключенных приборов

Таблица 5.8. Приборы и их мощность

Наиболее загружены фазы А и С - 5,5 В-А. Общее сопротивление приборов:

В качестве соединительных проводов принимаются провода с алюминиевыми жилами.

Ориентировочная длина l=5 м. Трансформаторы тока соединяются в полную звезду: Lрасч = L = 5м

Сечение проводов принимается с учетом условия прочности 4

Отсюда:

, тогда

Выбранный трансформатор тока ТЛК - 10 УЗ удовлетворяет всем условиям.

Остальные трансформаторы тока выбираются аналогично.

5.4.4 Выбор трансформатором напряжения

В шкафах К - 59 устанавливаются трансформаторы напряжения типа НАМИ. Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:

по напряжению установки: Uном>Uуст

по конструкции и схеме соединения обмоток, по классу точности, по вторичной нагрузке , где  - нагрузка всех измерительных приборов

Для упрощенного расчета принимается сечение проводов по условию механической прочности 2,5 для алюминиевых жил

Выбор трансформатора напряжения производится на примере - для сборных шин 10 кВ.

Предварительно выбирается трансформатор напряжения НАМИ-10

Таблица 5.9. Технические характеристики НАМИ-10

Определяется нагрузка от измерительных приборов

Таблица 5.10. Приборы и их мощность

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения одной секции:

Выбранный трансформатор напряжения удовлетворяет всем условиям. На второй секции шин устанавливается аналогичный трансформатор напряжения НАМИ-10.

6. Схема распределительной сети предприятия

При проектировании электроснабжения завода важнейшей задачей является выбор распределительной схемы внутреннего электроснабжения. Правильно выбранная схема должна обеспечивать необходимую степень надёжности питания потребителей, должна быть удобной и экономичной в эксплуатации.

Внутризаводская схема распределения электроэнергии выполняются по магистральному, радиальному или смешанному принципу. Выбор схемы определяется категорией надёжности потребителей электроэнергии, их территориальным размещением особенностями режима работы.

Радиальными схемами является такие, в которых электроэнергия от источника питания передаётся непосредственно к приемному пункту. Питание крупных подстанций с преобладанием потребителей 1 - категории осуществляется не менее чем по двум радиальным линиям, отходящим от разных секций источника питания. Отдельно расположенные однотрансформаторные подстанции мощностью 400-630 кВА питаются по одиночным радиальным линиям, если отсутствуют потребители 1 и 2

Магистральные схемы распределения электроэнергии принимаются в случае, когда потребителей много и радиальные схемы нецелесообразны. Основное преимущество магистральной схемы заключается в сокращении звеньев коммутации. Магистральные схемы целесообразно принимать при расположении подстанций на территории предприятия, что способствует прямому прохождению магистралей от источника питания до потребителя и тем самым сокращению длины магистралей. Недостатком магистральных схем является более низкая надёжность, по сравнению с радиальными, так как исключается возможность резервировать на низком напряжении их по одной магистрали.

Цеховые КТП по способу компоновки выполняются внутрицеховые (открытыми и закрытыми), встроенными, пристроенными и отдельно стоящими.

При радиальном питании КТП кабельными линиями от распределительного устройства 10 кВ по схеме блок-линия трансформатор допускается глухое присоединение к трансформатору. Глухой ввод выполняется в виде металлического короба, подвешиваемого на силовой трансформатор. Внутреннее электроснабжение рассматривается на примере термического цеха.

6.1 Характеристика цеха

Заданный цех серийного производства включает в состав: литейный участок, кузнечное отделение, участок термической обработки. На литейном участке производится изготовление болванок и заготовок нужной формы путём расплавления материалов. В кузнечном отделении производятся обработка изделий путём ковки, штамповки, волочения и др.

На участке термической обработки деталям придаются нужные физические свойства: твёрдость, прочность и т.д. путем закалки, отжига, отпуска и других операций.

Литейный участок имеет потребителей 1-ой категории: вентиляторы дутья варганок, разливочные краны.

Перечень потребителей участков цеха представлен в таблице 6.3.

План цеха показан на рисунке 6.2.

Общая площадь цеха составляет 1520м, габаритные размеры 20х76м, ширина пролета равна 6м. Высота цеха составляет 8,5м.

Расстояние от ГПП до цеха - 25 м. Принимаем коэффициенты отражения равными: Рпотолка = 30%, Рстен = 10%, Рпола = 10% по [2].

Рис.6.1 Схема распределительных сетей

6.2 Расчёт электрического освещения

6.2.1 Выбор типа и системы освещения

Во всех отделениях цеха применяем систему общего освещения с равномерным размещением светильников под потолком.

Рабочее освещение устраивается во всех помещениях и обеспечивает на рабочих поверхностях нормированную освещенность.

Также, цех оснащается аварийным освещением, необходимым для безопасной эвакуации людей, в случае погасания рабочего освещения. Аварийное освещение должно обеспечивать освещенность не менее 0,5лк

6.2.2 Выбор источниковсвета и светильнико

Для общего освещения, применяем ртутные лампы типа ДРЛ, т.к. они наиболее часто применяются для освещения больших производственных помещений высотой более 5 метров, в которых не требуется различать цветовые оттенки.

Для снижения коэффициента пульсации подключаем лампы поочередно к разным фазам сети. Применяем светильники типа СД2ДРЛ

6.2.3 Расположение и установка светильников

В помещениях с фермами и мостовыми кранами светильники располагаются заподлицо с фермами (hс = 0), следовательно, высота подвеса светильников равна высоте здания h = Н = 8м. Высота рабочей поверхности над полом равна hР = 0,8м. Тогда расчетная высота: h= hп - hР =8 - 0,8 = 7,2м.

При равномерном освещении лучшим вариантом расположения светильников с лампами ДРЛ является расположение их по углам прямоугольника.

Рекомендуется выбирать расстояние между светильниками по соотношению  для светильников типа СД2ДРЛ с косинусной кривой распределения света ,тогда расстояние между светильниками по длине помещения:

Расстояние от стен до светильников:

Расстояние между светильниками по ширине помещения:

Количество рядов светильников: Количество светильников в ряду:

;  

Количество светильников в отделении:

6.2.4 Светотехнический расчёт

Расчет освещения на участках цеха будем проводить по методу коэффициента использования на примере литейного участка.

Нормы освещенности Е = 300лк, К3 = 1,5 [2]. Размер помещения F = 48x12 = 576. Для ламп типа ДРЛ z = 1,15

Определим индекс помещения

Округляем до стандартного ближайшего значения i = 1,5

Коэффициенты отражения равны: Рпотл = 30%, Рстен = 10%, Рпола = 10%, тогда по [2] для светильников типа ДРЛ определяется коэффициент использования светового потока

Потребный поток одной лампы равен:

Выбираем лампу 1000Вт, 50000 лм

Что лежит в допустимых пределах - 10%: +20%

Расчёт освещения остальных участков цеха проводится аналогично, результаты расчёта сводим в таблицу 6.1

Суммарная мощность осветительной нагрузки равна (по таблице 6.1)

Расчетная мощность:

К1 = 1,2 - коэффициент, учитывающий потери мощности в ПРА

Кс = 0,95 - коэффициент спроса для производственных зданий, состоящих из отдельных пролётов

 для ламп типа ДРЛ с некомпенсированным ПРА

где=1,73соответствует 

Результаты расчёта освещения ремонтно-механического цеха Таблица 6.1

6.3 Расчёт нагрузки термическог цеха

Расчет нагрузки термического цеха проводим методом коэффициента максимума (метод упорядоченных диаграмм). Этот метод удобно использовать, когда известно количество электроприемников и их характеристики (таблица 6.3).

Определяем групповой коэффициент использования для приемников с неравномерным графиком нагрузок:

Определяем эффективное число электроприемников:

Принимаем nэ = 20

Для nэ = 20 и Ки = 0,17

Определяем величину коэффициента максимума, Км = 1,53 по зависимости

Км = f (nэ, Ки) [4]

Результаты расчетов установленных мощностей сводим в таблицу 6.2

Таблица 6.2. Расчёт сменной нагрузки цеха

Таблица 6.3. Характеристика электроприёмников термического цеха

Рис.6.2 Схема расположения ЭП

Определяем активную расчётную нагрузку:

Определяем Км = 1,0 для Ки = 0,17 и nэ>100

Определяем суммарную расчётную нагрузку:

6.4 Расчёт сети с напряжением U<1000В

6.4.1 Выбор схемы и её конструктивного исполнения

Цех питается от комплектной трансформаторной подстанции Чирчикского завода с мощностью трансформаторов 1000 кВа. Распределительные сети подключаются к питающей магистрали через распределительные шкафы.

Оборудование располагается неравномерно по площади цеха. Эти электроприемники запитываются от силовых шкафов, которые объединяются по цепочной схеме и подключаются непосредственно к ТП.

Так как подстанция двухтрансформаторная, то для взаимного резервирования устанавливаем перемычку с автоматическим выключателем.

6.4.2 Расчёт электрических нагрузок

Силовой шкаф СШ1

Таблица 6.4. Расчёт силового шкафа СШ1

Определяем групповой коэффициент использования для приемников с неравномерным графиком нагрузок:

Эффективное число электроприемников определяем по точной формуле:

Так как nэ=3<4, то определяем активную расчетную нагрузку приемников с переменным графиком нагрузок:

Определяем суммарную расчетную нагрузку:

Расчетный ток равен:

Выбираем силовой шкаф защищенного исполнения марки ШРС1-20У3, с номинальным током 250А, с числом отходящих линий и номинальными токами предохранителей типа НПН равным 5х60. Размеры шкафа 1600x500x380 [9].

Силовой шкаф СШ2

Таблица 6.5. Расчёт силового шкафа СШ2

Определяем групповой коэффициент использования для приемников с неравномерным графиком нагрузок:

Определяем активную расчетную нагрузку:

 для приёмников с переменным графиком нагрузок

Определяем суммарную расчетную нагрузку:

Расчётный ток равен:

Выбираем силовой шкаф защищенного исполнения марки ШРС1-20У3, с номинальным током 250А, с числом отходящих линий и номинальными токами предохранителей типа НПН равным 5х60. Размеры шкафа 1600x500x380 [9].

Силовой шкаф СШ3

Таблица 6.6. Расчёт силового шкафа СШ3

Определяем групповой коэффициент использования для приемников с неравномерным графиком нагрузок:

Определяем эффективное число электроприемников:

 приёмников nэ = 6

Для nэ = 6 Ки = 0,33

Определяем величину коэффициента максимума:

Км = 1,81 по зависимости Км = f (nэ, Ки) [11]

Определяем активную расчетную нагрузку:

Определяем Км = 1,1 для Ки = 0,33 и nэ <10

Определяем реактивную расчетную нагрузку:

Расчётный ток равен:

Выбираем силовой шкаф защищенного исполнения марки ШРС1-24У3, с номинальным током 400А, с числом отходящих линий и номинальными токами предохранителей типа НПН равным 5х60. Размеры шкафа 1600x700x580 [9]. Силовой шкаф СШ4

Таблица 6.7. Расчёт силового шкафа СШ4

Определяем групповой коэффициент использования для приемников с неравномерным графиком нагрузок:

Определяем эффективное число электроприемников:

приёмников nэ = 6

Для nэ = 4, Ки = 0,186

Определяем величину коэффициента максимума:

Км = 2,6 по зависимости Км = f (nэ, Ки) [11]

Определяем активную расчетную нагрузку:

Определяем Км = 1,1 для Ки = 0,186 и nэ <10

Определяем реактивную расчетную нагрузку:

Расчётный ток равен:

Выбираем силовой шкаф защищенного исполнения марки ШРС1-20У3, с номинальным током 250А, с числом отходящих линий и номинальными токами предохранителей типа НПН равным 5х60. Размеры шкафа 1600x500x380 [9].

Силовой шкаф СШ5

Таблица 6.8. Расчёт силового шкафа СШ5

Определяем групповой коэффициент использования для приемников с неравномерным графиком нагрузок:

Определяем эффективное число электроприемников:

 приёмников nэ = 2

nэ = 2<4 тогда:

Определяем активную расчетную нагрузку:

 для приёмников с переменным графиком нагрузок

Определяем суммарную расчетную нагрузку:

Расчётный ток равен:

Выбираем силовой шкаф защищенного исполнения марки ШРС1-27У3, с номинальным током 400А, с числом отходящих линий и номинальными токами предохранителей типа НПН и ПН-2 равным 5х100+2х250. Размеры шкафа 1600x700x580 [9]

Силовой шкаф СШ6.

Таблица 6.9. Расчёт силового шкафа СШ6

Определяем групповой коэффициент использования для приемников с неравномерным графиком нагрузок:

Определяем эффективное число электроприемников:  приёмников nэ = 2, nэ = 3<4 тогда определяем активную расчетную нагрузку: ,  для приёмников с переменным графиком нагрузок:

Определяем суммарную расчетную нагрузку:

Расчётный ток равен:

Выбираем силовой шкаф защищенного исполнения марки ШРС1-27У3, с номинальным током 400А, с числом отходящих линий и номинальными токами предохранителей типа НПН и ПН-2 равным 5х100+2х250. Размеры шкафа 1600x700x580 [9]. Силовой шкаф СШ7.

Таблица 6.10. Расчёт силового шкафа СШ7

Определяем групповой коэффициент использования для приемников с неравномерным графиком нагрузок:

Определяем эффективное число электроприемников:

приёмников nэ = 4

Для nэ = 4 Ки = 0,2. Определяем величину коэффициента максимума:

Км = 2,64 по зависимости Км = f (nэ, Ки) [11]

Определяем активную расчетную нагрузку:

Определяем Км = 1,1 для Ки = 0,2 и nэ <10

Определяем реактивную расчетную нагрузку:

Расчётный ток равен:

Выбираем силовой шкаф защищенного исполнения марки ШРС1-24У3, с номинальным током 400А, с числом отходящих линий и номинальными токами предохранителей типа НПН равным 5х60. Размеры шкафа 1600x700x580 [9]

Силовой шкаф СШ8.

Таблица 6.11. Расчёт силового шкафа СШ8

Определяем групповой коэффициент использования для приемников с неравномерным графиком нагрузок:

Определяем эффективное число электроприемников:

приёмников nэ = 2, nэ = 3<4 тогда:

Определяем активную расчетную нагрузку:

 для приёмников с переменным графиком нагрузок

Определяем суммарную расчетную нагрузку:

Расчётный ток равен:

Выбираем силовой шкаф защищенного исполнения марки ШРС1-27У3, с номинальным током 400А, с числом отходящих линий и номинальными токами предохранителей типа НПН и ПН-2 равным 5х100+2х250. Размеры шкафа 1600x500x380 [9]

Силовой шкаф СШ9.

Так как приёмники имеют постоянные графики, то расчётные нагрузки равны сменным.

Определяем полную расчётную мощность:

Расчётный ток равен:

Выбираем силовой шкаф защищенного исполнения марки ШРС1-27У3, с номинальным током 400А, с числом отходящих линий и номинальными токами предохранителей типа НПН и ПН-2 равным 4х60+4х100. Размеры шкафа 1600x700x580 [9]

Таблица 6.12. Расчёт силового шкафа СШ9

Силовой шкаф СШ10.

Таблица 6.13. Расчёт силового шкафа СШ9

Так как приёмники имеют постоянные графики, то расчётные нагрузки равны сменным.

Определяем полную расчётную мощность:

Расчётный ток равен:

Выбираем силовой шкаф защищенного исполнения марки ШРС1-27У3, с номинальным током 400А, с числом отходящих линий и номинальными токами предохранителей типа НПН и ПН-2 равным 4х60+4х100. Размеры шкафа 1600x700x580 [9]. Расчет троллей. Кран мостовой (на плане 54-55)

Кран 10т.3 двигателя (20; 27; 5кВт) ПВ = 15%,

Номинальная мощность крана

Потребная мощность:

Расчетная мощность равна:

,

где Кс = 0,62 для троллей с одним краном. Для крановых двигателей . Расчётный ток равен:

По расчетному току из рекомендуемого профиля принимаем угловую сталь 50x50x5 с Iд =350 А. Проверка по потере напряжения. Определяем пиковый ток:

Кп = 4-5 для двигателей с короткозамкнутым ротором

Потеря напряжения составят:

Проходит по допустимой потере напряжения

Проходит по допустимой потере напряжения

6.5 Выбор проводников и аппаратов защиты термическог цеха

6.5.1 Выбор аппарата а1, защищающего магистральный шинопровод ШМА1

Расчетный ток магистрали равен Iр = 492,9А, допустимый ток магистрали равен Iн = 1250А, ток динамической стойкости Iдин = 90 кА. Двухтрансформаторные КТП - 1000 Чирчикского завода комплектуются вводными шкафами НН типа ШНВ - 1М с выключателями типа Э-16В

Условие выбора установки теплового раcцепителя Iнтр > Iн

Рассматриваем автоматический выключатель типа Э-16В Iн = 1600А, Iнтр= 1600А, I0= 4800А [4]

Определяем пиковый ток Iпик = 86,6+ (492,9 - 64) = 515,5А

Определяем ток трехфазного КЗ в точке К-1

Рис.6.1 Схема замещения для КЗ в точке К – 1

Сопротивление системы:

где Uн =0,4 кВ - напряжение сети НН; Uвн = 10,5 кВ - напряжение сети ВН = 6,72 кА - ток короткого замыкания на шинах 10кВ ГПП

Сопротивление трансформатора:

, Uк% = 5,5% - напряжение КЗ [11]

,

где Ркз = 12,2 кВт - мощность потерь КЗ [12]

,

Переходное сопротивление трансформатора: Rпер = 15Ом

Суммарные сопротивления равны:

Ток трёхфазного короткого замыкания в точке К - 1 равен:

Для оценки динамической стойкости определяется ударный ток КЗ

Действующее значение полного тока КЗ в первый полупериод равно:

Проверка по динамической стойкости.

Iдин=84кА>Iу=13,6 кА, условие выполняется, т.е. аппарат проходит по динамической стойкости.

Так как значение ударного тока у источника меньше, чем ток динамической стойкости у всех установленных аппаратов, то для остальных аппаратов защиты и элементов сети проверку на динамическую стойкость не делаем. Определение тока однофазного КЗ в точке К-2 для проверки чувствительности защиты.

Сопротивление трансформатора при однофазном КЗ:

Сопротивление магистрали:

, где  [12]

Ток однофазного КЗ в точке К - 2 равен:

Для помещений с нормальной окружающей средой.

Аппарат проходит по чувствительности.

Для защиты второй секции магистрали принимаем такой же защитный аппарат.

6.5.2 Выбор аппарата а2, защищающего троллею с мостовым краном (54 на плане)

Расчетный ток троллеи равен Iр = 40,1 А. Для подключения троллейной линии используем силовой ящик ЯБПУ1М с Iн=100А. Ящик комплектуется выключателем А3715Б с Iд=160 А,

Iнт = 63А, I0 = 1600А [12]

Проверим выбранный выключатель:

Uа>Uс; 440В > 380В.

Iн (т) >Iр= 1,15Ip= 1,1540,1 = 46,1 А; 63А>46,1А.

I0>1,25Iпик

где Кпуск = 5 - кратность пускового тока; Р1 = 20кВт, P2 = 21кВт - номинальные мощности двух наиболее мощных двигателей  - коэффициент мощности

Выбранный выключатель удовлетворяет всем условиям. Определение тока однофазного КЗ в точке К-15 для проверки чувствительности защиты. Троллея питается непосредственно от ШМА.

z = 40 МОм, Zшма = 3 МОм

Сопротивление троллеи равно:

Ток однофазного КЗ в точке К - 15 равен:

для помещении с нормальной окружающей средой аппарат проходит по чувствительности.

Остальные аппараты защиты выбираются аналогично. Выбранные кабели питающей сети и аппараты защиты представлены в таблице 6.14. При этом считаем, что на станках стоят асинхронные двигатели с фазным ротором, кратность пускового тока которых равна 2.5

Учитываем, что 2КТП-1000 Чирчикского завода комплектуются следующими шкафами: вводной шкаф НН ШНВ (выключатели Э-16В, Э-06В), шкаф отходящих линий ШНЛ-1М (выключатели Э-06В). секционный шкаф ШНС (выключатели Э-16В, Э-06В).

Таблица 6.14. Выбор аппаратов питающей сети

6.5.3 Расчёт защиты распределительных сетей на участке термической обработки

Расчет защиты присоединений к СШ9:

Муфельная печь (на плане 42). Iн = 14,4 А

Iв>Iн, принимаем предохранитель типа НПН - 60 с током плавкой вставки равным Iв = 15А

Сечение провода выбираем по номинальному току с учетом, что в одной трубе прокладывается четыре провода (Зф+N) одинакового сечения. Принимаем провод марки АПВ в трубах сечением 2,5, с допустимым током Iд= 19 А. Согласование с сетью К3 =1,25 [4]

 - условие выполняется

Определение тока однофазного КЗ на зажимах электроприемника для проверки чувствительности защиты.

Сопротивление трансформатора:

Сопротивление петли фаза-ноль для ШМА:

Сопротивление питающего кабеля:  [4]

Сопротивление петли фаза-ноль для кабеля с учётом трубы:

 [12]

Ток однофазного КЗ равен:

,  

для помещений с нормальной окружающей средой.

Аппарат проходит по чувствительности.

Расчет защиты остальных присоединений для СШ9 и СИШ 10 сводим в таблицы 6.15 и 6.16.

Таблица 6.15. Расчёт защиты СШ 9

Таблица 6.15. Расчёт защиты СШ 9

7. Грозозащита объектов

7.1 Принцип действия молниеотводов

Защита от прямых ударов молнии осуществляется с помощью молниеотводов. Молниеотвод представляет собой возвышающееся над защищаемым объектом устройство, через которое ток молнии, минуя защищаемый объект, отводится в землю. Молниеотвод состоит из молниеприемника, непосредственно воспринимающего на себя удар молнии, токоотвода и заземлителя.

Защитное действие молниеотводов основано на том, что во время лидерной стадии на вершине молниеотвода скапливаются заряды и наибольшие напряженности электрического поля создаются на пути между развивающимся лидером и вершиной молниеотводов. Возникновение и развитие с молниеотвода встречного лидера еще более усиливает напряженности поля на этом пути, что окончательно предопределяет удар в молниеотвод. Защищаемый объект, более низкий, чем молниеотвод, будучи расположен поблизости от него, оказывается заэкранированным молниеотводом и встречным лидером и поэтому практически не может быть поражен молнией.

Защитное действие молниеотвода характеризуется его зоной защиты, т.е. пространством вблизи молниеотвода, вероятность попадания молнии в которое не превышает определенного достаточно малого значения.

Молниеотводы по типу молниеприемников разделяются на стержневые и тросовые. Стержневые молниеотводы выполняются в виде вертикально установленных стержней (мачт), соединенных с заземлителем, а тросовые - в виде горизонтально подвешенных проводов. По опорам, к которым крепится трос, прокладываются токоотводы, соединяющие трос с заземлителем.

Открытые распределительные устройства подстанций защищаются стержневыми молниеотводами, а линии электропередачи - тросовыми. Для защиты шинных мостов и гибких связей большой протяженности также могут применяться тросовые молниеотводы.

Необходимым условием надежной защиты является хорошее заземление молниеотвода, так как при ударе молнии в молниеотвод с большим сопротивлением заземления на нем создается высокое напряжение, способное вызвать пробой с молниеотвода на защищаемый объект.

В последнее время интенсивно ведутся исследования по повышению эффективности молниеотводов (Г.Н. Александров - ЛПИ). В частности, на крупномасштабной модели с воздушным промежутком длиной 10' м экспериментально показано, что лазерная искра влияет на ориентировку лидера так же, как и эквивалентный ей по длине металлический заземленный стержень.

За рубежом настойчиво рекламируются так называемые радиоактивные молниеотводы - стержневые молниеотводы, молниеприемники которых снабжены источниками радиоактивного излучения. Предполагается, что за счет этого излучения над молниеотводом образуется столб ионизированного воздуха, как бы увеличивающего высоту молниеотвода. Однако при применяемых радиоактивных соединениях высота ионизированного столба воздуха, имеющего достаточную проводимость, не превышает 10-15 см. Количество мощных частиц, проникающих на высоту в несколько десятков сантиметров, невелико, и они не могут создать проводящий канал.

7.2 Зоны защиты молникотводов

В настоящее время в связи с потребностями практики нормированы зоны защиты молниеотводов высотой до 150 м. Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h<150 м представляет собой круговой конус (рис.3.1) с вершиной на высоте ho<h, сечение которого на высоте hx имеет радиус гх.

Рис.7.1. Сечение зоны защиты стержневого молниеотвода

Граница зоны защиты находится по формулам (все размеры - в метрах):

Вероятность прорыва молнии через границу зоны не превышает 0,005. Если допустить вероятность прорыва молнии 0,05, то зона защиты расширяется. В ряде случаев такая зона удовлетворяет потребностям практики, так как для объектов высотой до 30 м число разрядов обычно меньше 0,1 в год. Поэтому при вероятности прорыва 0,05 защищаемый объект в среднем будет поражаться не чаще, чем 1 раз за 200 лет эксплуатации. Зона защиты одиночного молниеотвода при вероятности прорыва 0,05 описывается формулами:

,

Зона защиты двух стержневых молниеотводов, находящихся вблизи друг от друга [на расстоянии, меньшем (3-5) h], расширяется по сравнению с зонами отдельных молниеотводов. Возникает дополнительный объем зоны защиты, обусловленный совместным действием двух молниеотводов. Зоны защиты двойного стержневого молниеотвода описываются формулами:

а) при вероятности прорыва Рпр=0,005

Рис.7.2. Зона защиты двойного стержневого молниеотвода:

а - сечение вертикальной плоскостью, проходящей через оси

молниеотводов; б - сечение горизонтальной плоскостью на высоте hx.

где r0 - зона защиты одиночного молниеотвода на уровне земли

(hX=0).

Если расстояние 1 между молниеотводами превышает 3h (РПР=0,005)

или 5h (РПР = 0,05), каждый из молниеотводов следует рассматривать как одиночный.

Несколько близко расположенных молниеотводов (например, три и более) образуют "многократный" молниеотвод. Его зона защиты определяется зонами защиты ближайших молниеотводов. При этом принимается, что внутренняя зона имеет вероятность прорыва такую же, как и зоны взятых попарно молниеотводов.

Для защиты протяженных объектов тросовые молниеотводы натягивают над защищаемым объектом и заземляют на опорах. Зона защиты одиночного тросового молниеотвода определяется по формулам

7.3 Заземление молниеотводов

Для устройства заземлений применяются вертикальные и горизонтальные электроды (заземлители). Для горизонтальных заземлителей используется полосовая сталь шириной 20-40 мм и толщиной не менее 4 мм, а также сталь круглого сечения диаметром не менее 6 мм. В качестве вертикальных заземлителей применяются стальные трубы, стержни и профильная сталь. На подстанциях заземлитель представляет собой сложную систему, состоящую обычно из горизонтальных полос, объединяющих вертикальные электроды и образующих сетку на площади, занимаемой подстанцией. На линиях электропередачи в качестве заземлителя опор могут использоваться их железобетонные фундаменты.

Заземлитель характеризуется значением сопротивления, которое окружающая земля оказывает стекающему с него току. Сопротивление заземлителя зависит от его геометрических размеров и удельного сопротивления грунта р, в котором он находится.

Для расчета сопротивления заземления одиночного стержневого молниеотвода или линейной опоры используются следующие формулы сопротивление вертикальной трубы или стержня:

где 1 - длина трубы или полосы; t-глубина залегания полосы, верхнего конца вертикального электрода или нижнего конца фундамента; b - ширина полосы или фундамента; d - диаметр трубы или стержня.

Расчетное значение ρ определяется по данным измерений как

 (3.10)

где К - сезонный коэффициент; ρИЗМ - измеренное значение

удельного сопротивления грунта. Если измерение проводилось при средней влажности грунта, то К=1,4. При повышенной влажности земли перед измерением берется К=2,6.

Быстрое же нарастание тока молнии на фронте импульса создает падение напряжения на индуктивности протяженного заземлителя, что ограничивает отвод тока с удаленных его частей. При этом сопротивление заземления, наоборот, увеличивается.

В результате влияния того или иного фактора (образования зоны искрения или падения напряжения на индуктивности) сопротивление заземлителя при прохождении тока молнии - так называемое импульсное сопротивление RИ - отличается от стационарного сопротивления заземления, измеренного при переменном напряжении и сравнительно небольшом токе.

Отношение импульсного и стационарного сопротивлений заземления называется импульсным коэффициентом

Пусть ток I стекает с вертикального заземлителя в виде стержня при t=0. На границе искровой зоны, представляющей собой цилиндрическую поверхность радиусом гиз, напряженность электрического поля

Рис.3.3 Искровая зона вокруг вертикального электрода

Сосредоточенные заземлители имеют тем меньшее Rh, чем больше ток молнии, проходящий через заземлитель, и выше удельное сопротивление грунта.

Анализ протяженного горизонтального заземлителя без учета искровых процессов, который здесь не приводится из-за его громоздкости, приводит к следующему выражению для импульсного коэффициента:

где  индуктивность единицы длины

горизонтального заземлителя, мкГн/м; τФ - длительность фронта тока молнии, макс.

Импульсный коэффициент протяженного горизонтального заземлителя больше единицы, и чем больше его длина и меньше длительность фронта импульсного тока, тем выше значение аи.

Следует иметь в виду, что у поверхности протяженного заземлителя имеют место искровые процессы, однако они ослабевают по мере удаления от начала заземлителя, поскольку уменьшаются его потенциал и плотность стекающего тока. Искровые процессы в земле существенно влияют на импульсное сопротивление протяженного заземлителя. При малых длинах его, когда плотности тока велики, искровые процессы могут привести к уменьшению импульсного коэффициента до .

Если заземлитель состоит из п труб или полос, то его импульсное сопротивление равно

где ηИ - импульсный коэффициент использования заземлителя, учитывающий ухудшение условий растекания тока молнии вследствие взаимного экранирования электродов.

Сопротивление заземлителя подстанции в виде сетки, которая состоит из вертикальных электродов, объединенных горизонтальными полосами, рассчитывается по эмпирической формуле:

где L - суммарная длина всех горизонтальных заземляющих электродов (полос); пи 1 - число и длина вертикальных электродов; S - площадь, занятая заземлителем;

ρ - расчетное значение удельного сопротивления грунта А - коэффициент, определяемый по значению

7.4 Условия безопасного прохождения тока молнии по молниеотводу

При прохождении тока молнии по молниеотводу создается падение напряжения на сопротивлении заземлителя молниеотвода и на индуктивности токоотвода. При косоугольной форме фронта тока молнии и крутизне фронта а максимальный потенциал в точке молниеотвода, расположенной на расстоянии 1 от заземлителя, наступает в момент максимума тока молнии

где Lo - индуктивность единицы длины токоотвода. Для металлических молниеотводов решетчатой конструкции, а также для отдельно проложенных токоотводящих спусков L0=l,7 мкГн/м.

Учитывая достаточно малое число ударов молнии в такие объекты, как, например, подстанции, в данном случае в качестве расчетных значений принимают IМ = 60 к А и а=30 кА/мкс.

Расстояние по воздуху 1В при расчетных параметрах тока молнии и допустимой напряженности электрического поля в воздухе £8=500 кВ/м определяется по формуле:

1в=0,12RИ + 0,11

Расстояние в земле 13 между заземлителем отдельно стоящего молниеотвода и ближайшей к нему точкой защищаемого устройства в земле при допустимой напряженности поля в земле ЕЗ = 300 кВ/м рассчитывается как

lB = 0,2RИ

При этом 1В должно быть не менее 5 м, а lЭ - не менее 3 м.

На подстанциях при установке молниеотводов на порталах помимо соблюдения безопасных расстояний по воздуху и в земле необходимо согласовать импульсные разрядные напряжения изоляторов и напряжения,

возникающие в точках их присоединения к порталу при ударах молнии в молниеотвод.

7.5 Конструктивные исполнения молниеотводов

В качестве несущих устройств для крепления токоведущих частей молниеотводов должны использоваться, там, где это возможно, конструкции самих защищаемых объектов. Например, на подстанциях молниеприемники могут устанавливаться, как уже отмечалось, на металлических порталах, предназначенных для подвески ошиновки, а сами порталы могут использоваться в качестве токоотводов, соединяющих молниеприемники с заземлителем.

Для отдельно стоящих молниеотводов в качестве несущих элементов используются железобетонные или деревянные стойки (при высоте до 20 м). Для токоотвода используется металлическая арматура железобетонных стоек, по деревянным стойкам прокладывается специальный токоведущий спуск к заземлителю. При высоте более 20 м применяют стальные решетчатые конструкции. Рекомендуется молниеотводы выполнять в виде свободно стоящих конструкций без растяжек.

Молниеприемники должны выдерживать термические и электрические воздействия тока молнии. Рекомендуется применять стальные молниеприемники сечением 50 - 100 мм2 для стержневых и однопроволочных тросовых молниеприемников. Поперечное сечение стальных многопроволочных тросов должно быть не менее 35 мм2. Молниеприемники и токоотводы предохраняются от коррозии покраской. Многопроволочные стальные тросы должны быть оцинкованы. Соединения частей токоотводов между собой, а также с молниеприемниками и заземлителями производятся в основном с помощью сварки.

7.6 Расчёт молниезащиты гппп

Габаритные размеры подстанции 50x50 м2, высота защищаемого оборудования 20 м, грозовая активность, характеризующаяся числом грозовых часов в году - ДГ = 40 ч/год, измеренное сопротивление грунта ρизм=45Ом-м.

Для защиты подстанции используются стержневые молниеотводы высотой 35 м. Принимаю для защиты подстанции 4 молниеотвода, их размещение приведено на рис.7.4, 7.5

Рис.7.4. Горизонтальная зона защиты молниеотводами

Рис.7.5. Вертикальная зона защиты молниеотводами

Расстояние между молниеотводами L принято 25 м, от периметра ГПП до молниеотводов dx =15 м. Высота защищаемого оборудования hx = 20 м.

Принята вероятность прорыва молнии через границу зоны Р = 0,005. Верхняя граница защищаемой зоны:

При L<h:

hmin = h0 = 29,8 м,

dx = rx = 20 м.

Заземляющее устройство круглый год должно иметь сопротивление не более 0,5 Ом [3, п.1.7 51]. Для заземления молниеотводов приняты вертикальные и горизонтальные заземлители. В качестве вертикальных заземлителей приняты стальные стержни диаметром 16 мм и длиной 6м. Горизонтальные заземлители представляют собой стальные полосы прямоугольного сечения 48 мм2.

Расчётное сопротивление грунта:

ρ = К·ρизм =1,15·50 = 57,5 Омм,

где значение К определено для суглинистой почвы III климатической зоны.

Суммарная длина горизонтальных заземлителей:

LГ=9·50 + 9·50 = 900 м.

Рис.7.6. Схема заземлителя

Определим сопротивление заземлителя

Рассчитанное сопротивление проходит по условию минимального сопротивления заземлителей. Для оценки эффективности защиты определяется пятидесятипроцентное значение разрядного напряжения Uso%5 по длине гирлянды изоляторов.

Выбор числа изоляторов и его типа.

Принимаю среднеэксплуатационную нагрузку F = 120 кН. Необходимо, чтобы изолятор имел пятикратный запас прочности:

FH3 = 5F = 5120 = 600 кН.

По [11] выбираю изолятор ПС 12-А, его характеристики:

Строительная длина Н = 140 мм

диаметр Д = 260 мм

длина пути утечки LУ1=325 мм

Коэффициент, учитывающий изменение длины пути утечки изолятора при неравномерном загрязнении и увлажнении в процессе эксплуатации:

Число изоляторов увеличивается на 1, Т.о. общее число изоляторов составляет 7 шт.д.ля длины гирлянды изоляторов LГ = nН = 70,14 = 0,98 м U50= 840 кВ.

Произведем оценку молниезащиты предприятия.

Определим вероятность перекрытия изоляции вследствие прорыва молнии в зону защиты.

Определим вероятность обратных перекрытий при ударах в молниеотвод:

8. Мероприятия по обеспечению требований безопасности и экологичности при электроснабжении промышленного предприятия

Для того чтобы правильно выбрать вид электропроводки, марку провода способ его прокладки, электроустановку соответствующего исполнения, необходимо знать, в каких условиях они будут работать. Исполнение электроустановки отражает степень защиты персонала от поражения электрическим током и защиту оборудования от внешних воздействий. По этим признакам классифицируются помещения и электротехнические изделия [7]

8.1 Условия производства работ

В электроустановках все работы необходимо производить при обязательном соблюдении следующих условий.

работу можно выполнять только с разрешения уполномоченного на это официального лица в соответствии с заданием, оформленным в виде наряда или распоряжения;

работу должны вести, как правило, не меньше чем два лица;

должны быть выполнены организационные и технические мероприятия, обеспечивающие персоналу безопасные условия работ.

Организационные мероприятия имеют целью обеспечить безупречную организацию выполнения работ в электроустановках для исключения несчастных случаев с людьми при высокой производительности труда и хорошем качестве работ. Такими мероприятиями являются:

а) выдача нарядов и распоряжений на производство работ;

б) допуск бригады к работе;

в) надзор за бригадой во время работы;

г) оформление перерывов в работе и окончания работ.

Технические мероприятия имеют целью обеспечить безопасность безопасность персонала при выполнении работ с полным или частичным снятие напряжения с электроустановки. Такими мероприятиями являются:

а) производство необходимых отключений и принятие мер для предотвращения ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры (блокирование, механический запор приводов, снятие предохранителей и т.п.);

б) вывешивание переносных плакатов по технике безопасности и при необходимости установка временных ограждений;

в) проверка отсутствия напряжения на токоведущих частях установки, предназначенной для работы;

г) наложение временных заземлений [7]

8.2 Классификация производственных помещений по условиям окружающей среды и степени опасности поражения электрическим током

По условиям окружающей среды производственные помещения подразделяются на категории, характеристика которых приведена в таблице 8.1. По степени опасности поражения электрическим током производственные помещения подразделяются на три группы: без повышенной опасности, помещения с повышенной опасностью, особо опасные.

Помещения без повышенной опасности характеризуются отсутствием признаков, как повышенной опасности, так и особой опасности.

Помещения с повышенной опасностью характеризуются следующими признаками: наличие сырости (относительная влажность длительно превышает 75%) или проводящей пыли; полы токопроводящие (металлические, земляные, железобетонные, кирпичные и т.п.); высокая температура (35 гр. С и выше); возможность одновременного прикосновения человека к имеющим соединения с землей металлоконструкциям зданий и сооружений аппаратов с одной стороны, и к металлическим корпусам электроустановок с другой. Наличие одного из перечисленных признаков является достаточным, чтобы производственное помещение по степени опасности поражение электрическим током отнести к рассмотренной группе.

Помещения особо опасные характеризуются следующими признаками: особой сыростью; химически активной или органической средой, наличием двух или более признаков повышенной опасности. Наличие одного из перечисленных признаков является достаточным, чтобы производственное помещение по степени опасности поражения электрическим током отнести к особо опасным

Таблица 8.1. Краткая характеристика потребителей и их наименование