Проектирование системы электроснабжения

1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

электроснабжение кузнечный цех

Электрическая энергия находит широкое применение во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствуют такие ее свойства, как универсальность и простота использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передачи на большие расстояния.

Одновременно с началом использования электрической энергии для работы электроприводов различных технологических установок возникла задача распределения и передачи электрической энергии. Для практического решения этих вопросов используется система электроснабжения, представляющая собой совокупность устройств, необходимых для производства, передачи и распределения электрической энергии электрифицированным технологическим процессам. По мере усовершенствования последних претерпевает изменение и само электроснабжение. В связи с этим очень остро встают вопросы о надежности и качестве электроснабжения. В настоящее время эти два фактора поддерживаются в процессе эксплуатации, обеспечиваются при монтаже и закладываются при проектировании систем электроснабжения. Следовательно, при обеспечении промышленного объекта электроэнергией следует изначально, на стадии проектирования, задаться необходимым уровнем надежности и качества электрической энергии, соответствующим той или иной категории потребителя. Ведь структура и характеристика потребителей определяет условия построения схемы их электроснабжения. Поэтому при проектировании системы электроснабжения необходимо проводить тщательный анализ характера и состава подключаемой нагрузки. И далее на основании этого анализа создается конкретная система электроснабжения, обеспечивающая заданный уровень надежности и качества электроснабжения.

1.1 Краткая характеристика завода и его электроприемников

Основные направления деятельности завода: производство дизельных двигателей внутреннего сгорания <#"806470.files/image001.gif"> справочниках для каждого из присоединенных к распределительному шинопроводу электроприёмников находим коэффициент использования К_и и коэффициент мощности cos j и заносим в графы 5 и 6 таблицы 2.1 соответственно. По известному cos j определяем соответствующий tgj.

В качестве примера произведём расчёт необходимых величин для гальтовочного барабана позиция 1, 2.

Определяем средние расчетные величины P_c.р. и Q_с.р., которые вписываем в графы 7 и 8:

P_с.р. = К_и·P_н =0,7·2 3=4,2 кВт; (2.1)

Q_с.р. = К_и·P_н·tgj = P_с.р·tgj =0,75·4,2=3,15 квар. (2.2)

В графе 9 построчно определяем для каждой характерной группы электроприемников группы одинаковой мощности величины n ·р_н².

n·P_н² =2·3² =18 кВт². (2.3)

Определяем эффективное число электроприемников для ШС1по формуле:

n_э = = шт. (2.4)

Найденное значение n_э округляем до ближайшего меньшего числа, n_э =13 шт.

Для нахождения расчетного коэффициента К_р определяем групповой коэффициент использования всех присоединенных к распределительному шинопроводу электроприемников, который вычисляется по формуле:

К_и.гр =  (2.5)

По найденным значениям К_и и n_э из  находим К_р=1,06.

Расчетные мощности P_р, Q_р, и S_р по итоговой строке для шинопровода определяются по формулам:

P_Р = К_р·SК_и·P_н = К_р·SP_с.р.=1,06∙86,43=91,61 кВт; (2.6)

Q_р = Q_ср , при 10 < n_э;

Q_р =86,76 квар; (2.7)

S_р = = кВА. (2.8)

Аналогично производятся расчеты для остальных групп электроприемников, которые сводятся в таблицу 2.1.

2.1.2 Расчет осветительной установки кузнечно-механического цеха

Для кузнечно-механического цеха необходимо спроектировать установку электрического освещения, которое состоит из рабочего и аварийного освещения.

Исходными данными являются:

строительные габариты цеха:

длина - 42 м; ширина - 24 м; высота - 8 м;

строительный модуль - 12х6 м.

Коэффициенты отражения потолка, стен, расчетной поверхности или пола в зависимости от окраски или побелки помещения для рассматриваемого помещения принимаем: r_п = 50%, r_с = 20%, r_р = 10%.

Определяем количественные и качественные нормируемые показатели освещения.

По СНиП, табл. 14, 15, 16 [2]:

а) минимальная (нормируемая) освещенность - Е_н = 300 лк;

б) коэффициент пульсации - К_п = 20%;

в) коэффициент запаса - К_з =1,6;

г) нормируемая расчетная плоскость - Г = 0,8 м.

Для освещения кузнечно-механического цеха намечаем к установке лампы типа ДРИ, имеющие хорошую световую отдачу.

Цех относится к нормальным помещениям класса П-II. В качестве осветительных приборов для общего рабочего освещения выбираем светильники для промышленных предприятий типа ГСП 15 с газоразрядными лампами типа ДРИ, с кривой силы света (КСС) - Г-2 и КПД светильника - 60% (h_св=0,6). Степень защиты светильника - IP54.

Для общего рабочего освещения к установке в светильниках намечаем лампы типа ДРИ-400Вт со световым потоком Ф = 34000лм.

Для аварийного освещения принимаем к установке светильники типа НСП20 с с лампами типа КЛЛ мощностью 250Вт, степень защиты светильника - IP63.

Определяем расчетную высоту подвеса светильника над рабочей поверхностью:

 (2.9)

где H = 8 м - высота помещения; _св =0,6 м - высота свеса (расстояние от светильника до перекрытия),_рп = 0,8 м - высота расчетной рабочей поверхности.= 8 - 0,6 - 0,8 =6,6 м

Определяем индекс помещения:

. (2.10)

На основании известных данных:

индекса помещения i =2,1;

кривой силы света светильника КСС - Г-2;

коэффициентов отражения 50%, 20%, 10%

находим коэффициент полезного действия помещения- 86% (h_п=0,86).

Определяем коэффициент использования осветительной установки:

h_и = h_{св ×} h_п = 0,86 × 0,6 = 0,52. (2.11)

Определяем общее количество светильников для проектируемой установки:

 шт, (2.12)

где Е_н = 300 лк - нормируемая освещенность;

К_з = 1,6 - коэффициент запаса;= 1,15- для ламп ДРИ;

 м² - площадь помещения;

n = 1 - число ламп в светильнике;

Ф =34000 лм -световой поток лампы типа ДРИ;

h_и = 0,52 - коэффициент использования осветительной установки.

Определяем минимальное и максимальное расстояния, между светильниками исходя из допустимых значений l = 0,8 - 1,1 для светильников с КСС типа Г-2.

L₁ = l · h = 0,8 ·6,6= 5,28 м; (2.13)

L₂ = l · h = 1,1 ·6,6 =7,26 м. (2.14)

Светильники размещаются на тросе на расстоянии 6 м друг от друга и на расстоянии 6м ряд от ряда. Окончательно принимается 29 светильников.

Наносим светильники на план цеха.

Количество светильников аварийного освещения для эвакуации людей составляет (10-15)% от количества светильников рабочего освещения:

N_ав=29 · 0,15=4,4 ≈ 4 шт. Исходя из планировки цеха принимаем 6 светильников.

Светильники аварийного освещения располагаем около светильников рабочего освещения.

Для остальных помещений производим аналогичный расчет и сводим в таблицу.

Таблица 2.2 - Расчет освещения помещений цеха

Наименов помещения	Площадь помещения, м2	Нормир освещен, лк	Коэфф полезного действия hи	Индекс помещ Тип лампыТип светильника и степень защитыКПД ОУ, %Кол-во светильн
Ремонтная база	60	300	0,375	1,1	КЛЛ 250	НСП 20 IP63	0,75	10
Склад	48	75	0,375	1,2	КЛЛ 250	НСП 20 IP63	0,75	4

Установленная мощность всех светильников в цехе рассчитывается по выражению:

Р_уст= К_ПРА ·Р_{куз цех}+ Р_{рем. база}+ Р_скл+Р_ЩАО, (2.15)

Р_уст=1,1·29·0,4+10·0,25 + 4·0,25 + 6· 0,25 = 17,86 кВт.

Q_уст= К_ПРА ·Р_{куз цех} tgj+ Р_{рем. база} tgj+ Р_скл tgj+Р_ЩАО tgj,(2.16)

Q_уст=1,1·29·0,4· 1,73+10·0,25· 0,75 + 4·0,25 · 0,75+ 6· 0,25· 0,75= 25,8 квар.

Выбор напряжения для осветительной установки производим одновременно с выбором напряжения для силовых потребителей, при этом для отдельных частей этой установки учитываются также требования техники безопасности. Для питающей сети светильников общего освещения рекомендуется напряжение не выше 400/220 В переменного тока с заземленной нейтралью.

Для групповой сети принимаем пятипроводную сеть напряжением 400/220 В.

Светильники аварийного освещения для эвакуации людей из здания должны присоединяться к независимому источнику питания. Групповые щитки расположены на стыке питающих и групповых линий и предназначены для установки аппаратов защиты и управления электрическими осветительными сетями.

При выборе типов щитков учитываем условия среды в помещениях, способ установки щитка, типы и количество установленных в них аппаратов и количество запроектированных групп.

К установке в кузнечно-механическом цехе принимаем для рабочего освещения распределительный шкаф типа ПР 8501-1092 с выключателем на вводе серии ВА 51-39 и на 10 отходящих линии с трехполюсным выключателем серии ВА 51-31, I_расц =10-100 А. Конструктивное исполнение шкафа - навесное со степенью защиты IP54 и климатическим исполнением У3 [4]. Для аварийного освещения принимаем к установке щиток типа ЯОУ 8501 с пакетным выключателем на вводе ПВЗ-60 на 6 отходящих линий с однополюсными автоматическими выключателями типа АЕ1000 Iрасц=10-25А. Конструктивное исполнение шкафа - навесное со степенью защиты IP54 и климатическим исполнением УХЛ4 [4]. Располагаем щитки освещения открыто на стене у входа в цех.

Проверяем, насколько равномерно по фазам распределены светильники:

Р_{р фазы А}=N_A·P_Л·К_ПРА, (2.17)

где N_A - количество светильников в группе, подключенных к фазе А;

P_Л - мощность лампы кВт;

К_ПРА - коэффициент, учитывающий потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре.

К_ПРА=1,1 - для ламп типов ДРИ;

Р_{р фазы А}=3·0,4·1,1=1,32 кВт,

Р_{р фазы в}=3·0,4·1,1=1,32 кВт,

Р_{р фазы с}=2·0,4·1,1=0,88 кВт.

Вычисляем степень неравномерности загрузки по фазам:

 (2.18)

Что не превосходит допустимого значения - 15%.

Производим расчет для одной группы освещения.

Находим наиболее удаленную от щитка и наиболее загруженную группу

Р_р.гр = N_гр×n ·Р_л×К_ПРА, (2.19)

где К_ПРА - коэффициент, учитывающий потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре;

К_ПРА = 1,1 - для ламп типов ДРИ.

Р_гр = 7· 0,4 ·1,1 =3,08 кВт.

Выбор сечений проводников по нагреву осуществляем по расчетному току I_р, значение которого определяется по формулам:

, (2.20)

где cosj - коэффициент мощности нагрузки,

cosj = 0,5 - для ламп типа ДРИ.

По справочным данным, в зависимости от расчетного тока определяем ближайшее большее стандартное сечение. Это сечение приводится для конкретных условий среды и способа прокладки проводов и кабелей [2]. Для групповой сети принимаем пятижильный кабель с медными жилами сечением 1,5 мм² марки ВВГ 5х1,5, с допустимым током I_д = 19 А при прокладке кабеля в воздухе.

I_р £ I_д; 9,4 А £ 19 А.

Важным условием при проектировании осветительных сетей является обеспечение у ламп необходимого уровня напряжения. Для этих целей выполняют расчет осветительной сети по потере напряжения.

Принимая за u_min минимально допустимое напряжение у наиболее удаленных ламп, можно определить величину располагаемых потерь Du_p напряжения в сети по формуле

Du_p= u_x - u_min - Du_т, (2.21)

где u_x - номинальное напряжение при холостого хода трансформатора;

Du_{т -} потеря напряжения в трансформаторе, приведенная ко вторичному напряжению.

Все составляющие, приведенные в формуле, указаны в процентах от U_ном.

Напряжение холостого хода трансформатора обычно составляет 400/231В, т.е 105% U_ном .

Потеря напряжения в трансформаторе зависит от коэффициента загрузки трансформатора и коэффициента мощности нагрузки и составляет 3 - 3,5% U_ном.

Снижение напряжения по отношению к номинальному не должно у наиболее удаленных ламп превышать следующих значений:

,5% - у ламп рабочего освещения промышленных и общественных зданий, а также прожекторного освещения наружных установок.

Du_p = 105 - 97,5 - 3,5 = 4%.

Располагаемую потерю напряжения при расчетах распределяем на потерю напряжения в питающей и групповой сети:

Du_пит = 1,5%,

Du_гр = 2,5%.

При заданных номинальном напряжении сети и материале проводника:

, (2.22)

где с = 72 - коэффициент для трехфазной сети с нулем при номинальном напряжении 380/230 В для медных проводов.

S = 1,5 - сечение данного участка сети, мм²;

SМ - сумма моментов участков сети, кВт×м.

SМ= Р_р.гр ·l₂ + Р_р.3 ·l₃/2,

где Р_р.гр - расчетная мощность светильников наиболее удаленной группы, кВт;₂ - длина кабеля от щитка освещения до наиболее удаленной группы, м;₃ - длина кабеля большего участка группы, м;₃/2 - так как светильники на участке распределены равномерно;

Р_р.3 - расчетная мощность светильников, подключенных от большего участка группы, кВт.

 (2.23)

Согласно ПУЭ от перегрузок необходимо защищать силовые и осветительные сети, выполненные внутри помещений открыто проложенными изолированными защищенными проводниками с негорючей изоляцией.

При выборе номинальных токов аппаратов защиты с учетом пусковых токов источников света рекомендуется пользоваться следующими указаниями. Для сетей лампами ДРИ при защите автоматическим выключателем с комбинированным расцепителем:

I_расц ³ I_р·1,2. (2.24)

Определяем ток комбинированного расцепителя автоматического выключателя осветительного щитка на группу

I_расц = I_Р·1,2=9,4·1,2=11,3 А

По [5] выбираем трехполюсный выключатель ВА51-31 с номинальным током 100А с комбинированным расцепителем на номинальный ток I_расц=16 А.

Проверяем выбранный аппарат защиты с проводником, питающим светильник.

I_доп.=19 А ³ I_расц.=16 А

Выбор способов прокладки, марок проводов и кабелей производится с учетом многих факторов и местных условий, наиболее важным является характер окружающей среды и строительные особенности зданий.

В производственных помещениях со стальными или железобетонными фермами, на которых устанавливают светильники, наиболее целесообразной является проводка вдоль пролетов на тросе.

Определяем расчетную мощность рабочего освещения:

Р_р = Р_уст · К_с ·К_ПРА, (2.25)

где К_с - коэффициент спроса;

К_ПРА - коэффициент, учитывающий потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре;

Р_уст - установленная мощность (формула 2.15);

К_с = 1- для производственных зданий;

Р_р =16,96·1·=16,96 кВт.

Q_уст=1,1·29·0,4· 1,73+10·0,25· 0,75 + 4·0,25 · 0,75+ 6· 0,25· 0,75= 25,8 квар.

Определяем расчетный ток питающей сети:

.

Данная питающая сеть должна быть защищена от токов КЗ и от перегрузки, поэтому определяем расчетный ток комбинированного расцепителя автоматического выключателя:

I_расц = I_р ·1,2 =46,9·1,2=56,3 А.

Принимаем по шкале номинальных токов расцепителей ближайшее стандартное значение номинального тока I_ном=63 А. Сечение кабеля выбираем по расчетному току сети и проверяем по току защитного аппарата. Принимаем четырехжильный кабель ВВГнг - кабель с медными жилами с изоляцией и оболочкой из ПВХ пластиката, без защитного покрова, не поддерживающий горение. ВВГнг 4х6 мм² с длительным допустимым током I_доп = 66А.

I_доп = 66 А ³ I_расц =63А.

Рассчитаем питающую сеть на потерю напряжения и проверим выбранное сечение кабеля.

 (2.26)

Суммарная потеря напряжения от низковольтного щита ТП до самого удаленного светильника составила

DU = DU _пит + DU _гр =1,23 + 0,4 =1,63 %. (2.27)

Фактически полная же потеря напряжения будет несколько больше найденной по формуле, так как в расчете не учитывается реактивная составляющая потери напряжения и ее можно определить по формуле:

DU = DU× К,    (2.28)

где К - поправочный коэффициент, учитывающий реактивную составляющую потери напряжения.

Значения К можно принимать для кабелей и проводов с медными жилами, прокладываемых в воздухе, равными 1,05 - при сечении 2-16 мм².

DU= 1,05×1,63 =1,71 %, что значительно меньше располагаемых потерь Du_p = 4%.

Для остальных помещений расчет производим аналогично. Результат расчета сводим в таблицу 2.3.

Для аварийного освещения принимаем осветительный щиток ЯОУ 8501 с однополюсными выключателями АЕ1000 I_ном=25А, [4].

Таблица 2.3 - Расчет и выбор оборудования сети освещения

Наименов помещения

Групповая сеть

Питающая сеть

Расчетная мощность, Рр, кВт

Расчетный ток, Iр, А

Аппарат защиты

Проводник

Расчетная мощность, Рр, кВт

Расчетный ток, I, А

Аппарат защиты

Проводник

Расчетный ток расцепителя Iрасц, А

Номинальный ток расцепителя, Iрасц, А

Тип выключателя

Тип

Допустимый ток, Iдоп, А

Расчетный ток расцепителя, Iрасц, А

Номинальный ток расцепителя, Iрасц, А

Тип выключателя

Тип

Допустимый ток, Iдоп, А

Кузнечно-механич цех

3,08

9,4

11,3

16

ВА 51-31

ВВГ 5х1,5

19

16,9

42,3

51

63

ВА 51-39

ВВГнг 4х6

66

Слад

1

4,5

5,5

6,3

АЕ 1000

ВВГ 3х1,5

19

Ремонт-ная база

1,25

5,7

6,8

10

АЕ 1000

ВВГ 3х1,5

19

Расчётная мощность аварийного освещения:

P_р.гр=N_гр·Р_л=2·0,25=0,5 кВт. (2.29)

Расчётный ток групповой сети аварийного освещения:

. (2.30)

Определяем расчетный ток комбинированного расцепителя автоматического выключателя:

I_расц = I_р ·1,2 =2,4·1,2=2,9 А.

Принимаем ток расцепителя автоматического выключателя АЕ 1000 групповой сети I_расц=6,3 А. Групповую сеть аварийного освещения выполняем кабелем ВВГ 3х1,5мм² с допустимым током I_доп=19А.

Определяем расчетный ток питающей сети:

.

Данная питающая сеть должна быть защищена от токов КЗ и от перегрузки, поэтому определяем расчетный ток комбинированного расцепителя автоматического выключателя:

I_расц = I_р ·1,2 =2,3·1,2=2,88 А.

Принимаем по шкале номинальных токов расцепителей ближайшее стандартное значение номинального тока I_ном=16 А. Сечение кабеля выбираем по расчетному току сети и проверяем по току защитного аппарата. Принимаем четырехжильный кабель ВВГнг - кабель с медными жилами с изоляцией и оболочкой из ПВХ пластиката, без защитного покрова, не поддерживающий горение. ВВГнг 4х1,5 мм² с длительным допустимым током I_доп = 28А.

I_доп = 28 А ³ I_расц =16 А.

2.1.3 Расчет осветительной нагрузки цехов завода

При расчете нагрузок завода учитывается не только силовая нагрузка цехов, но и осветительная нагрузка цехов и наружного освещения территории.

Расчетная активная нагрузка освещения определяется по формуле:

Р_p.o. = Р_у. ·К_с ,     (2.31)

где Р_у - активная мощность освещения цеха, кВт;

К_с - коэффициент спроса, принимаемый по [2].

Мощность освещения цеха определяется по формуле:

Р_у=Р_уд ∙ S_ц , (2.32)

где Р_у - плотность осветительной нагрузки данного цеха, кВт/м²;

S_ц- площадь цеха, м².

Значения площадей цехов предприятия определяются по генплану завода. Расчетная реактивная нагрузка освещения определяется по формуле:

 

Q_p.o. = Р_р.о. · tg ц , (2.33)

где tg ц определяется по [2].

При расчете освещения учитывается и наружное освещение предприятия.

Р_н.о. = Р_уд ·(S_n -∑S_ц,) ,     (2.34)

где ·(S_n -∑S_ц,) = 70152 м² - площадь наружной территории завода.

Для склада метизов электрическая нагрузка рассчитывается:

Р_уд.о=10 В т/м², F= 3072 м², К_с= 0,6, = 1,73.

Р_уст=10·1440 = 14,42 кВт. Р_p.o. = 14,4·0,6 =8,6 кВт, Q_p.o. = 8,6·1,73= 15 квар.

Аналогичные расчеты по остальным цехам сведены в таблицу 2.4.

2.1.4 Расчет электрических нагрузок завода

Приведем пример расчета электрических нагрузок для склада метизов:

P_с.р. = К_и·P_н =0,3·220=66 кВт; Q_с.р. = P_с.р·tgj =66·1,02=67,3 квар.

Эффективное число электроприёмников в целом по цеху определяются по упрощённой формуле:

n_эф= шт.

По найденным значениям К_и и n_э из  находим К_р=1.

P_Р = К_р·SP_с.р.=1∙66=66 кВт; Q_р =1∙67,3=67,3 квар.

Групповой коэффициент использования для строки «Итого по заводу» определяется:

 

^,      (2.35)

 

Определяем число присоединений N (10 кВ) на сборных шинах ГПП. Пока не разработана схема электроснабжения, N можно принять в диапазоне 9-25 для ГПП. По найденному К_и и числу присоединений N определяется значение коэффициента одновременности К_о по [2].

К_о = 0,9.

Расчетные активные и реактивные мощности определяются по выражениям:

,    (2.36)

    (2.37)

кВт,

квар.

Чтобы определить полную мощность электрической нагрузки завода необходимо учесть потери в цеховых трансформаторах. Потери в трансформаторах обычно по каждому цеху не определяются, а определяются в целом по заводу. Потери определяются по формулам:

,    (2.38)

,    (2.39)

где S’_P - расчетная мощность нагрузки низковольтной и высоковольтной, питающейся через трансформаторы, кВ∙А.

Для определения S’_р находим коэффициент реактивной мощности в целом по заводу:

.

Расчетные мощности для вычисления потерь в трансформаторах находим по формулам:

,    (2.40)

,    (2.41)

кВт;

квар;

кВ∙А;

кВт;

квар.

Расчет нагрузок по остальным цехам аналогичен и сводится в таблицу 2.5.

2.2 Определение центра электрических нагрузок завода

Картограмма электрических нагрузок дает первоначальное представление о распределении нагрузок по территории предприятия, а также об их структуре. Нагрузка изображается в виде окружности, площадь которой в выбранном масштабе равна расчетной нагрузке цеха, здания сооружения:

Расчет ЦЭН и картограммы производим в табличной форме (таблица 2.6).

Определяем радиус окружности (на примере склада метизов):

(2.42)

где        - расчетная нагрузка объекта (цеха), кВт;

m - масштаб

.

Для наглядности представления структуры нагрузок, окружности делят на сектора.

Определяем, например угол сектора окружности осветительной нагрузки (на примере склада метизов):

, (2.43)

где        - осветительная нагрузка объекта (цеха), кВт;

 - расчетная нагрузка объекта (цеха), кВт.

После построения картограммы нагрузок находят центр активных нагрузок, на основании известных расчетных активных мощностей и определенных по картограмме координат центров каждого цеха.

ЦАН: =  мм (2.44)

=  мм. (2.45)

Расчет сводим в таблицу 2.6.

2.3 Выбор рациональных напряжений сетей электроснабжения

Выбор напряжения питания зависит от мощности, потребляемой предприятием, его удаленности от источника питания, напряжений, имеющихся на источнике питания, типа оборудования, установленного на предприятии, технико-экономических показателей.

Для приближенного определения рационального напряжения воспользуемся формулами Илларионова и Стилла:

 (2.46)

, (2.47)

где  - передаваемая мощность, МВт;

- расстояние до источника питания, км.

Уточняем, по данным об источнике питания, напряжение питания: при   

  

U_{рац 110 кВ} = = 58 кВ .

U_{рац 35 кВ} = = 57,7 кВ .

.

.

Окончательно принимаем напряжение источника питания 110 кВ - как более рациональное и экономически выгодное.

Напряжение внутрикомбинатского электроснабжения принимаем 10 кВ, так на предприятии присутствуют СД на 10 кВ.

Напряжение внутрицехового электроснабжения обусловлено типом основных электроприемников предприятия и осветительной нагрузки. Поэтому принимаем наиболее выгодную систему напряжений 380/220 В.

2.4 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций и места их размещения

Выбор места расположения, числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций (ТП) производим исходя из категории надежности электроснабжения потребителей, расчетной нагрузки и условий окружающей среды. На выбор мощности трансформаторов также влияет удельная плотность нагрузки объекта (цеха).

В зависимости от категории надежности электроснабжения потребителей обычно принимают один или два трансформатора на подстанции, а в случае питания значительных сосредоточенных нагрузок, как исключение, принимают трех трансформаторные подстанции. При проектировании ТП допускается объединять объекты с небольшими нагрузками и присоединять их на одну подстанцию, размещаемую у потребителя наибольшей мощности. Целесообразность объединения проверяем условием:

 (2.48)

где        - полная расчетная мощность объекта (цеха), кВ×А

 - расстояние от нагрузки до подстанции, м.

Расчет числа и мощности трансформаторов в цеховых ТП производим в табличной форме (таблица 2.7). Расчетные нагрузки  берем из таблицы 2.4.

Удельную плотность нагрузки объекта (цеха) определяем по формуле (на примере склада метизов):

, (2.49)

где         - площадь цеха (м²)

кВА/ м².

Предварительно определяем номинальную мощность и количество трансформаторов. Так как нагрузки объектов небольшие, то объединяем их, и присоединяем к одной ТП.

Номинальную мощность трансформатора определяем по формуле:

, (2.50)

 - коэффициент загрузки трансформатора.

. Выбираем один трансформатор мощностью 400 кВА.

Определяем фактический коэффициент загрузки до компенсации реактивной мощности:

; (2.51)

.

Колонку с допустимым коэффициентом загрузки трансформатора в аварийном режиме () заполняем после компенсации реактивной мощности, когда будут уточнены расчетные мощности объектов, количества и номинальные мощности трансформаторов.

Проверку выбранной мощности трансформаторов с учетом требований взаимного резервирования и допустимой аварийной перегрузки производят по формуле:

, (2.52)

где К_1,2 - доля электроприемников I и II категорий в расчетной нагрузке, К_1,2=0,8.

К_з.а - допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в аварийном режиме, для трансформаторов с масляным охлаждением К_з.а=1,3.

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.7.

2.5 Расчет мощности компенсирующих устройств и места их размещения

Работа большинства электроприемников переменного тока сопровождается потреблением не только активной, но и реактивной мощности. Не меняя режима работы предприятия невозможно изменить потребляемую им активную мощность в отличие от реактивной мощности, которую можно регулировать, то есть компенсировать.

Определяем значения входной реактивной мощности, то есть разрешённой мощности передаваемой из сети энергосистемы в сеть предприятия в режиме наибольших активных нагрузок энергосистемы:

Qэ=(Рр.пот.+ДРт.гпп)·tgэ, (2.53)

где tgэ- экономически нормативное значение коэффициента мощности (при питании на напряжении 110 кВ, равен 0,5).

Вычисляем необходимую мощность компенсирующих устройств (КУ) в целом по предприятию:

Q_к.у.=Q_р.+ДQ_т.гпп. - Q_э; (2.54

ДРт.гпп=0,007·Sр=0,007 · 11047,5 = 77,3 кВт; (2.55)

ДQт.гпп.=0,09·Sр=0,09 · 11047,5 = 994,3 квар; (2.56)

Qэ=(9246,3+77,3) · 0,5 = 4661,8 квар;

Qк.у=6045,9+994,3 - 4661,8=2378 квар;

Qк.у>0, значит необходима компенсация.

Приведем пример расчета и выбора компенсирующих устройств для ТП 1:

Принимаем 1 батарею мощностью 90 квар УКБ-0,38-90 УЗ, Qк.у.факт.=90 квар.

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.8.

Выбираем следующие типы конденсаторных батарей: УКМ-0,4-90 У3, УКМ-0,4-140 У3, УКМ-0,4-180 У3, УКМ-0,4-150 У3, УКМ-0,4-70 У3, УКМ-0,4-160 У3.

2.6 Выбор схемы электроснабжения завода

Схема электроснабжения промышленных предприятий должна удовлетворять следующим требованиям;

удобство в эксплуатации; надежность; экономичность и т.д.

Для повышения этих требований руководствуюсь следующими принципами при проектировании;

источник питания высшего напряжения максимально приближают к потребителям электроэнергии (или к центру электрических нагрузок завода);

выбор элементов схемы осуществляется из условия постоянной работы под нагрузкой всех элементов сети;

предусматривается раздельная работа параллельных элементов схемы (ЛЭП, трансформаторов и т.д.).

Учитывая, эти требования и категорию надежности электроснабжения потребителей принимаем;

распределительная сеть предприятия выполнена по радиально- магистральной

схеме кабельными линиями, проложенными в траншеях, на напряжение 10 кВ.

внешнее электроснабжение завода выполнено на напряжение 110 кВ по радиальной схеме.

На стороне высшего напряжения ГПП присоединяется к воздушной линии 110 кВ через разъединители и выключатели. На стороне низшего напряжения выбираем схему с одной рабочей секционированной системой сборных шин. Каждая секция запитывается от одного трансформатора, при этом предусмотрен секционный выключатель для бесперебойности электроснабжения.

ГПП состоит из открытого распредустройства (ОРУ) и закрытого распредустройства (ЗРУ).

 

.7 Расчет и выбор мощности трансформаторов ГПП

В большинстве случаев на ГПП промышленных предприятий устанавливают два трансформатора. Однотрансформаторные ГПП применяют для предприятий, на которых отсутствуют потребители I категории и при наличии централизованного резерва трансформаторов. Установка трех трансформаторов на ГПП возможна и необходима в случаях электроснабжения потребителей с резкопеременной нагрузкой от отдельного трансформатора. Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия S_р с учетом проведенной компенсации реактивной мощности. На ГПП устанавливаются два трансформатора, расчетная мощность каждого из них определяется по условию:

 (2.57)

.

К установке на ГПП возможны два варианта: 2 трансформатора ТДН 10000/110 или 2 трансформатора ТМН 6300/110.

Вариант 1: 2 трансформатора ТДН 10000/110

 (2.58)

Вариант 2: 2 трансформатора ТМН 63000/110

С учетом отключения потребителей третьей категории:

Следовательно, окончательно выбираем вариант 1 - 2 трансформатора ТДН 10000/110.

Технические характеристики трансформатора приведены ниже.

Таблица 2.8 - Технические характеристики трансформаторов ГПП

Тип	Напряжение, кВ		Потери, кВт		Uк.з, %	Iк.з, %
	ВН	НН	Х.Х.	К.З.
ТДН 10000/110	110	10	26	85	10,5	0,85

ТДН - трехфазный трансформатор с принудительным охлаждением воздуха и естественной циркуляцией масла, снабжен РПН. Схема соединения обмоток Y/D.

На ГПП устанавливается два трансформатора собственных нужд. Трансформаторы собственных нужд (ТСН) присоединяют к выводам низшего напряжения главных трансформаторов на участках между трансформатором и вводным выключателем. Эти трансформаторы необходимы для питания электрооборудования на ГПП: приводы выключателей, освещение и т.п.

Мощность трансформаторов собственных нужд определяются по формуле:

. (2.59)

На ГПП принимаем трансформатор ТМГ 25/10.

Таблица 2.9 - Технические характеристики ТСН

Тип трансформа-тора	Мощность Sном, кВ×А	Номинальное напряжение, кВ		Потери, кВт		Напряжение КЗ, UКЗ, %	Ток холостого хода, Ixx, %	Схема соединения обмоток.
		ВН	НН	ХХ	КЗ
ТМГ-25/10	25	10	0,4	0,13	0,69	4,7	3,2	Y/Zн-11

Номинальный ток трансформатора собственных нужд определяется:

2.8 Расчет токов короткого замыкания на стороне высокого напряжения

Расчет токов КЗ необходим для выбора и проверки токоведущих устройств и аппаратов защит высоковольтной сети на устойчивость к действию токов КЗ.

Наиболее тяжелым является режим трехфазного КЗ. При расчете необходимо учитывать ток подпитки высоковольтными двигателями.

Схема замещения составляется следующим образом: учитывается только индуктивные сопротивления высоковольтной сети (энергосистемы, ЛЭП, трансформатора), т.к. активные сопротивления значительно меньше индуктивных и не оказывают на величину токов КЗ значительного влияния.

Составим расчетную схему и схему замещения для определения токов короткого замыкания.

Для расчета принимаем базисные величины:

МВА;             кВ;             кВ;

 км МВА;      

кА; (2.59)

; (2.60)

Рисунок 1 - а) расчетная схема;                   б) схема замещения

Сопротивление системы:

 . (2.61)

Сопротивление ВЛ

 (2.62)

Сопротивление трансформатора ГПП

 (2.63)

Токи КЗ в точке К1

 кА (2.64)

Действующее значение ударного тока КЗ:

 кА. (2.65)

Мгновенное значение ударного тока КЗ в К1:

кА. (2.66)

Находим значение периодической составляющей тока КЗ в точке К2 (с учетом влияния тока подпитки от электродвигателей). Ток КЗ от энергосистемы:

. (2.67)

Ток подпитки от синхронных электродвигателей определяется:

, (2.68)

где  .

. (2.69)

Находим действующее значение суммарного тока периодической составляющей в точке К₂ (с учетом влияния тока подпитки от электродвигателей).

.

Определяем амплитудное значение ударного тока в точке К2.

 (2.70)

2.9 Выбор и проверка высоковольтного оборудования

Выбору по максимальным рабочим токам и проверке на стойкость к токам КЗ подлежат:

-      сборные шины;

- коммутационно-защитные аппараты; выключатели, разъединители, предохранители;

  измерительные трансформаторы тока и напряжения;

  определяется минимально допустимое сечение проводов и кабелей по термической стойкости.

Выбор и проверка оборудования производится на основании результатов расчетов: номинального и аварийного режимов, токов К.З. и сравнения полученных данных с каталожными данными того или иного оборудования.

2.9.1 Выбор и проверка коммутационно-защитной аппаратуры на стороне 110 кВ

Для выбора разъединителей и выключателей определяем максимальный рабочий ток силового трансформатора:

. (2.71)

Выбор аппаратов защиты отражен в таблице 2.10.

Таблица 2.10 - Выбор оборудования напряжением 110 кВ

Условие выбора	Расчетная величина	Разъединитель	Выключатель
, кВ110110	110
, А68,31000	1000
Iоткл≥IП0 К1, кА	3,99	-	50
, кА10,1380	80
Iтерм.ст≥IП0 К1, кА	3,99	31,5	50
tнт≥tn, c	2	3	3
Тип		РНДЗ-110/1000У1	ВБУ-110

РНДЗ-110/1000У1 - разъединитель наружний, двухколонковый, для работы в районах с умеренным климатом на открытом воздухе, на номинальное напряжение 110 кВ и номинальный ток 1000 А.

ВБУ-110 - выключатель вакуумный, баковый, усиленный по скорости восстанавливающегося напряжения.

Таблица 2.11-Выбор трансформаторов тока напряжением 110 кВ

Условие выбора	Расчетная величина	Каталожные данные
, кВ110	110
, А68,3	200
Iтерм.ст≥IП0 К1, кА	3,99	5
tнт≥tn, c	2	3
Тип		ТВ 110 II 200/5

Для защиты от перенапряжений изоляции и трансформаторов, аппаратуры напряжением выше 1 кВ применяют ограничители перенапряжения. Принимаем к установке ОПН-110, ОПН-У.УХЛ1/ТЕL-110/77, ОПННп-110/56-10 УХЛ1.

Для подключения коммерческих приборов учета электроэнергии на стороне ВН выбираем трансформаторы напряжения марки НКФ - 110 У1.

2.9.2 Выбор трансформаторов тока напряжением 10 кВ

Трансформаторы тока предназначены для понижения первичного тока до стандартной величины 5А и для отделения цепей измерения и защит от первичных цепей высокого напряжения.

Выбор трансформаторов тока при проектировании РУ заключается в выборе типа трансформатора, определении ожидаемой нагрузки (Р₂ или r₂) сопоставлении ее с номинальной, проверке на электродинамическую и термическую стойкость.

Выбору и проверке подлежат трансформаторы тока, устанавливаемые на вводе, на линиях отходящих к цеховым подстанциям и СД.

Рассчитываем рабочие максимальные токи:

ввода (к секции шин 10 кВ)  

 (2.72)

секционная ячейка

Расчетная нагрузка складывается из сопротивления последовательно включенных приборов, соединительных проводов и контактов.

Определим полное сопротивление вторичной нагрузки трансформаторов тока:

 (2.73)

где SZ_пр - суммарное сопротивление приборов:

Z_n - сопротивление проводов:_к - сопротивление контактов, Z_к = 0,1 Ом

Таблица 2.12 - Приборы на отходящих линиях

Наименование приборов	Фаза А, ВА	Фаза В, ВА	Фаза С, ВА
Амперметр	0,1	-	-
Счетчик электрической энергии СЭТ 4М	1	-	1
Итого: (SSпр)	1,1	-	1

 Ом, (2.74)

где I_н - вторичный ток

где r - удельное сопротивление провода, для алюминиевого провода

- длина отходящих линий;- 36 м - для ввода в РУ 10 кВ; l - 5 - для отходящих линий;- сечение провода, 4 мм²;

 Ом;

 Ом;_{расч.ввод} = 0,044+0,25+0,1=0,394 Ом;_{расч.отк} = 0,044+0,035+0,1=0,179 Ом.

Определяем расчетную мощность вторичной обмотки:

 ВА.

 ВА.

Выбор трансформаторов тока отражен в таблицах 2.13 и 2.14.

Таблица 2.13- Выбор трансформаторов тока для вводной и секционной ячейки

Условия выбора	Вводная ячейка РУ 10 кВ		Секционная ячейка		Ячейка к СД
	расчетное значение	каталожное значение	расчетное значение	каталожное значение	расчетное значение	каталожное значение
101010101010
751,480037640042,8100
Iтерм.ст≥IП0 К2, кА	5,8	31,5	5,8	31,5	5,8	10
tнт≥tn, c	1,5	3	1,2	3	0,7	3
15,48115,48115,452
9,85109,85104,510
Класс точности		0,5		0,5		0,5
Тип	ТЛК - 10		ТЛК - 10		ТЛК - 10

Таблица 2.14 - Выбор трансформаторов тока на отходящих ячейках 10 кВ

Условия выбора	Ячейка к ТП 8		Ячейка к ТП 3		Ячейка к ТП 7		Ячейка к ТП 5
	расчет	катал.	расчет	катал.	расчет.	катал.	расчет.	катал.
1010101010101010
120,2150134,715077,4100189,4200
Iтерм.ст≥IП0 К2,кА	5,8	10	5,8	10	5,8	10	5,8	10
tнт≥tn, c	0,7	3	0,7	3	0,7	3	0,7	3
15,45215,45215,45215,452
4,5104,5104,5104,510
Класс точности		0,5		0,5		0,5		0,5
Тип трансфор-матора тока	ТЛК - 10		ТЛК - 10		ТЛК - 10		ТЛК - 10

2.9.3 Выбор высоковольтных выключателей и ячеек КРУ

Выбор комплектных распределительных устройств производится по послеаварийным токам ввода и наиболее загруженной линии, по номинальному напряжению, проверяются на термическую и динамическую стойкость.

После выбора КРУ определяются типы выключателей, которыми они комплектуются.

Выбор ячеек КРУ и вакуумных выключателей отражен в таблице 2.15.

Таблица 2.15 - Выбор ячеек КРУ и выключателей напряжением 10 кВ

Условия выбора	Вводной выключатель		Секционный выключатель		Выключатель отходящей линии
	расчетное значение	паспортное значение	расчетное значение	паспортное значение	расчетное значение	паспортное значение
, кВ101010101010
751,41000376400189,4630
, кА5,8205,8205,820
, кА15,45115,45115,451
, кА5,8205,8205,820
tнту≥tотх.л, с	1,5	4	1,2	4	1,2	4
Тип выключателя	ВВ/TEL-10-20/1000		ВВ/TEL-10-20/630		ВВ/TEL-10-20/630
Тип КРУ	КМ1 -10 -20 У3		КМ1 -10 -20 У3		КМ1 -10 -20 У3

 

2.9.4 Выбор трансформаторов напряжения 10 кВ

Выбор трансформатора напряжения заключается в выборе типа трансформатора и схемы соединения его обмоток, определение ожидаемой нагрузки S_2расч и сопоставление ее с номинальной S_2ном. На динамическую и термическую стойкость трансформаторы напряжения не проверяются. Расчет мощности измерительных приборов и реле производится для секции с наибольшим числом присоединений. При определении вторичной нагрузки сопротивление проводов не учитывается, однако учитываются потери напряжения в них. Согласно ПУЭ потеря напряжения в проводах для коммерческих счетчиков не должна превышать 0,25%.

Нагрузка трансформатора напряжения представлена в таблице 2.16.

Таблица 2.16 - Нагрузка трансформатора напряжения

Наименование прибора	АВ	СА
Вольтметр	2	2	-
Счетчик электрической энергии СЭТ-4М	8х1	8х1	8х1
Реле	4	4	-
S2расч	14	14	8

Выбираем трансформатор НАМИ-10.

Таблица 2.17 - Параметры трансформатора

Тип трансформатора	Uном, В		S2ном, В∙А	Класс точности
	ВН	НН
НАМИ-10	10000	100	150	0,5

Потери напряжения в проводах определяются по формуле:

, (2.75)

где ,

, (2.76)

где I_пр - ток подключенных приборов, А;

R_пр - сопротивление провода, Ом;

с - удельное сопротивление провода, Ом∙мм²/м;

l - длина провода, м;

S - сечение провода, мм².

 А

 Ом

.

Трансформатор напряжения выбран верно.

Для трансформатора напряжения выбираем предохранитель по:

А

Результаты расчета и выбора сводим в таблицу 2.18.

Таблица 2.18 - Технические данные предохранителя

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
, кВ1010
0,017	-
, кА5,8	не нормируется
Тип	ПКН001-10У3

2.9.5 Выбор выключателей нагрузки и предохранителей для цеховых трансформаторных подстанций

Выключатели нагрузки и предохранители устанавливаются перед трансформаторами при магистральной схеме электроснабжения.

Рабочий максимальный ток для самого мощного трансформатора:

Таблица 2.19 - Выбор выключателей нагрузки

Условия выбора	Выключатель нагрузки
	расчетное значение	каталожное значение
10	10
120	400
15,4	50
5,8	10
Тип	ВнП-10/400

Таблица 2.20 - Выбор предохранителей

Условия выбора	Номинальная мощность трансформатора
	400 кВ·А		630
	расчетное значение	каталожное значение	расчетное значение	каталожное значение
10	10	10	10
2х23,1	50	2х36,4	100
5,8	12,5	5,8	12,5
Тип:	ПКТ102-10-50-12,5У3		ПКТ103-10-100-12,5У3

Продолжение таблицы 2.20

Условия выбора	Номинальная мощность трансформатора
	250 кВ·А		1600
	расчетное значение	каталожное значение	расчетное значение	каталожное значение
10	10	10	10
2х14,5	50	2х92,5	200
5,8	12,5	5,8	20
Тип:	ПКТ102-10-50-12,5У3		ПКТ104-10-200-20У3

ПКТ104-10-200-20У3 - предохранитель с кварцевым наполнителем, для силовых трансформаторов, однополюсный, номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток плавкой вставки 200 А, номинальный ток отключения 20 кА.

Для выбора предохранителей к трансформатору собственных нужд рассчитываем номинальный ток:

А

Данные предохранителей заносятся в таблицу 2.21.

Таблица 2.21 - Выбор предохранителей для трансформатора собственных нужд

Условие выбора	Трансформатор собственных нужд
	расчетное значение	каталожное значение
10	10
2х1,44	3,2
5,8	12,5
Тип	ПКТ101-10-3,2-12,5У3

2.9.6 Выбор высоковольтных кабелей

Выбор сечения кабелей осуществляется по техническим и экономическим факторам:

нагрев жил длительно протекающим током I_р ≤ I_доп (по рабочему току);

по рабочему утяжеленному току или послеаварийному;

по экономической плотности тока;

по термической стойкости к токам короткого замыкания.

Расчетные токи присоединений определяются:

для трансформаторных подстанций

, (2.77)

где УS_н.Т - суммарная мощность трансформаторов, подключенных к линии.

ГПП - ТП 8:

А;

для синхронных двигателей:

, (2.78)

где P_н - номинальная мощность синхронного двигателя, кВт;

А.

Ток послеаварийного режима для кабельных линий определяется:

, (2.79)

где коэффициент 1,3 обусловлен 30% перегрузкой цехового трансформатора двухтрансформаторной подстанции.

ГПП - ТП 8:

А.

При прокладке кабелей в земле учитываем поправочный коэффициент:

К_поп - коэффициент на прокладку в земле, учитывающий количество параллельно проложенных кабелей (при числе кабелей 2 К_поп = 0,92).

Производим проверку кабелей с учетом их прокладки в земле:

А.

Принимаем ближайшее стандартное значение сечения 50 мм², =140 А.

По экономической плотности тока сечение кабеля определяется следующим образом:

,

где I_н - номинальный ток отходящей линии;

j_эк = 1,4 А/мм² - экономическая плотность тока, для завода промышленных тракторов при Т_м = 4280 ч.

мм².

Принимаем ближайшее стандартное значение сечения 95 мм², =205 А.

Минимальное сечение кабеля по термической стойкости определяется по следующей формуле:

, (2.80)

где  - периодический ток короткого замыкания, действующий на кабель, кА;

t_n = 0,5 приведенное время действия тока к.з., с;

с - коэффициент, учитывающий теплоотдачу, А·/мм².

Для кабелей 10кВ с алюминиевыми жилами с = 90 А∙ /мм².

Для отходящих линий:

мм².

Принимаем ближайшее стандартное значение S_min = 50 мм².

Результаты расчетов выбора кабелей 10 кВ сведены в таблицу 2.22.

Выбранные сечения должны удовлетворять условиям:

, (2.81)

где , - допустимый и послеаварийный ток кабеля, А.

 

А.

К_пер = 1,3 - коэффициент перегрузки кабеля (послеаварийный режим).

Для внутризаводского электроснабжения выбираем кабель с алюминиевыми жилами марки ААШв.

Таблица 2.22 - Выбор сечения кабельных линий распределительной сети

Назначение линии	Расчетная нагрузка на один кабель, А		Сечение жил кабеля, мм2
			по нагреву		по токам КЗ	по экономической плотности тока, jэк	принятое Iдоп ,А
	В нормальном режиме	в после аварийном режиме	Iраб, А	по справочн Iп.ав, А
ГПП - СД	42,8	-	3х16	-	3х50	3х35	3х50 140
ГПП - ТП 3	106,9	134,7	3х35	3х50	3х50	3х70	3х70 165
ТП 3- ТП 1	14,5	-	3х16	-	3х50	3х16	3х50 140
ГПП - ТП 7	59,5	77,4	3х16	3х25	3х50	3х50	3х50 140
ТП 7 - ТП 6	36,4	47,3	3х16	3х16	3х50	3х25	3х50 140
ГПП -ТП 8	92,5	120,2	3х35	3х50	3х50	3х70	3х70 165
ГПП - ТП 5	109	142	3х35	3х50	3х50	3х70	3х70 165
ТП 5 -ТП 4	72,8	94,7	3х16	3х35	3х50	3х50	3х50 140
ТП 4-ТП 2	36,4	47,3	3х16	3х16	3х50	3х25	3х50 140

2.10 Выбор релейной защиты трансформаторов ГПП

Для трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 3 - 220 кВ предусматриваются устройства защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

·   многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

·   однофазных замыканий в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;

·   витковых замыканий в обмотках;

·   токов в обмотках, обусловленных внешними короткими замыканиями;

·   понижения уровня масла;

·   перегрузок.

Для трансформаторов ТДН-10000/110 предусматриваем следующие виды защит:

- продольную дифференциальную токовую защиту;

газовую защиту;

максимальную токовую защиту.

Продольная дифференциальная защита устанавливается на трансформаторах мощностью 6,3 МВ∙А и более, а также на трансформаторах меньшей мощностью в тех случаях, когда токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности. Дифференциальная защита трансформатора выполняется на реле РНТ и ДЗТ. Эти защиты предназначены для защиты от повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора. Коэффициент чувствительности этой защиты должен быть не менее 1,5.

Газовая защита защищает трансформатор от повреждений внутри кожуха и от понижений уровня масла в трансформаторе. Ее измерительным органом служит газовое реле, устанавливаемое в рассечку маслопровода, соединяющего бак с расширителем. При медленном газообразовании, возникающем в процессе разложения трансформаторного масла и изоляционных материалов из-за их нагрева токами при перегрузках и внешних коротких замыканий, реле обеспечивает подачу предупредительного сигнала, а при бурном газообразовании, связанном с горением электрической дуги при витковых замыканиях в обмотках и внутренних коротких замыканий, подается команда на отключение трансформатора.

Наиболее распространенные типы газовых реле РГЧ3-66, ВF50/10, ВF80/Q и новые реле их заменяющие РГТ80, РГТ50, струйное реле РСТ25.

Максимальная токовая защита устанавливается со стороны основного питания, и она защищает трансформатор от токов, обусловленных внешними (за трансформатором) многофазными короткими замыканиями.

2.11 Расчет релейной защиты линии, питающей ТП 5

Защита кабельной линии, питающей ТП5, ТП4 и ТП2, выполняется двухступенчатой: первая ступень токовая отсечка (ТО), вторая - максимальная токовая защита (МТЗ) с зависимой от тока характеристикой выдержки времени. Дополнительно к токовым защитам устанавливается защита от замыканий на землю с действием на сигнал. Защита выполняется с использованием микропроцессорного устройства УЗА-10. Расчет ведем для кабельной линии ГПП-ТП5.

) ток срабатывания отсечки определяется по большему из условий:

а) отстройки от бросков тока намагничивания трансформатора:

 (2.82)

где К_отс = 4-5- коэффициент отстройки;

- номинальный ток трансформатора;

А (2.83)

б) отстройки от токов КЗ за наиболее мощным трансформатором:

 (2.84)

где К_н = 1,2-1,3

, (2.85)

где n_тр=25 - коэффициент трансформации силового трансформатора .

- ток трехфазного КЗ за трансформатором ТМ 630/10 (ТП5).

 - ток трехфазного короткого замыкания за трансформатором 630 кВА приведенный к стороне 10 кВ

А,

ток срабатывания реле определяется по выражению:

 (2.86)

где К_сх = 1 при соединении трансформаторов тока в неполную звезду

n_ТТ =150/5- коэффициент трансформации трансформаторов тока

Принимаем I_ср=16 А. Данную уставку вводим в устройство УЗА-10.

Проверяем коэффициент чувствительности.

 (2.87)

где - минимальный ток двухфазного короткого замыкания в точке К2,

 (2.88)

 - защита обладает хорошей чувствительностью.

Максимальная токовая защита

Ток срабатывания защиты определяется из условий:

а) отстройки от максимальных рабочих токов

 (2.89)

где ,

- коэффициент самозапуска нагрузки после отключения внешнего КЗ и перевода нагрузки с помощью АВР на оставшийся в работе трансформатор.

 (2.90)

.

б) отстройки от бросков тока намагничивания трансформатора

 (2.91)

где К_отс = 2,5-3,5- коэффициент отстройки при tcз =0,5-0,3 c

Ток срабатывания реле определяется по выражению:

А (2.92)

Принимаем I_ср=9,9 А. Данную уставку вводим в устройство УЗА-10. Выдержку времени выставляем равную 0,7 сек.

Проверяем чувствительность реле:

 (2.93)

где  - ток двухфазного КЗ на шинах низшего напряжения цеховой подстанции приведенный к стороне 10 кВ

, так как защита не удовлетворяет требованиям чувствительности, то перед силовыми трансформаторами устанавливаем предохранители.

Защита от однофазных замыканий на землю выполняется с действием на сигнал. Она действует при замыкании на землю в защищаемой линии и не должна действовать при замыкании на других линиях.

Защита не должна срабатывать под воздействием собственного емкостного тока линии Iс:

_сз ³ K_отс × К_бр × I_с (2.94)

где K_отс = 1,1 - 1,2 - коэффициент отстройки,

К_бр = 4 - 5 если защита действует без выдержки времени,

 (2.95)

_сз ³ 1,1 × 4 × 0,3 = 1,32 А;

Данную уставку вводим в устройство УЗА-10 I_сз=1,4 А.

Проверяем чувствительность защиты:

К_ч ³ 1,25

 (2.96)

где  - емкостной ток кабельных линий, присоединенных к ГПП завода на напряжении 10 кВ.

 (2.97)

- защита обладает хорошей чувствительностью.

 

2.12 Расчет токов короткого замыкания на низком напряжении

Расчет токов короткого замыкания в сетях 0,4 кВ выполняется с целью проверки выбранной коммутационно-защитной аппаратуры, сборных шин распределительных шинопроводов и шкафов на термическую и динамическую стойкость, а также проверки чувствительности защит.

Рисунок 2.2 - Расчетная схема

Рисунок 2.3 - Схема замещения

На вводе от трансформатора в РУ - 0,4 кВ устанавливается вводной выключатель и трансформатор тока для измерения и учета электроэнергии. Вводной выключатель и трансформатор тока выбирается по номинальной мощности силового трансформатора с учетом допустимой возможной перегрузки выключателя и трансформатора тока.

Для двухтрансформаторной подстанции:

, (2.98)

где А,

А

По найденным значениям определяем номинальный ток автоматического выключателя и трансформатора тока на вводе.

QF1:ВА 74-48 I_н = 5500 А, I_расц = 4000 А ТТ: 4000/5.

Так как коэффициент трансформации трансформатора тока равен 4000/5, то его сопротивление при расчете не учитывается.

Для расчета тока КЗ в именованных единицах составляется таблица сопротивлений короткозамкнутой цепи.

Ток трехфазного КЗ от системы (К₁⁽³⁾) определяется по формуле:

 кА,  (2.99)

Общее сопротивление цепи определится по формуле:

 мОм, (2.100)

Ток трехфазного короткого замыкания является расчетной величиной для проверки выключателя на динамическую устойчивость и отключающую способность.

, (2.101)

Для ВА 74-48 i_дин = 45 кА, - условие выполняется.

Ток трехфазного КЗ от системы (К₂⁽³⁾) определяется по формуле:

 кА,

Общее сопротивление цепи определится по формуле:

 мОм,

Таблица 2.24-Расчет сопротивлений короткозамкнутой цепи при трехфазном коротком замыкании

Элемент схемы	Активное сопротивление r, мОм	Индуктивное сопротивление, х, мОм
Трансформатор 1600 кВ·А	1	5,4
Вводной выключатель Iном =5500 А	0,1	0,05
Трансформаторы тока 4000/5	0	0
Переходное сопротивление Rпер	15	-
Выключатель Iном =400 А	0,65	0,17
Кабель 2ААГ: сечение 95 мм2	25х0,261/2=3,26	25х0,06/2=0,75
Переходное сопротивление Rпер	20	-
Итого	40	6,4

Ударный ток определяется по формуле:

,  (2.102)

 

k_у = 1,3 - ударный коэффициент;

I”_дв - подпитка от электродвигателей.

,  (2.103)

где I_р.дв - расчетный ток от группы электродвигательной нагрузки.

, (2.104)

А.

кА.

кА.

Ток трехфазного короткого замыкания является расчетной величиной для проверки оборудования и аппаратов защиты на динамическую устойчивость и отключающую способность.

,

Для ШС 2 i_дин = 25 кА, - условие выполняется.

Ток однофазного КЗ, у наиболее мощного из наиболее удаленных ЭП, определяется для проверки надежности срабатывания аппаратов защиты. Наиболее удаленным ЭП является электропечь мощность 45 кВт (поз. 41), подключенный от ШС2.

_кз⁽¹⁾ ≥ 3 I_расц…

Составляется схема замещения для расчета однофазного КЗ у наиболее мощного из наиболее удаленных электроприемников.

Рисунок 2.4 - Схема замещения сети

Расчет сопротивлений схем замещения при однофазном КЗ сведены в таблицу 2.25.

Таблица 2.25 - Расчет сопротивлений короткозамкнутой цепи при однофазном КЗ

Элементы схемы	Сопротивление, мОм
	r1+r2=2r1	R0	x1+x2=2x1	X0
1	2	3	4	5
Трансформатор ( ) 1600 кВ·А	1х2=2	16,3	5,4х2=10,8	50
Автоматический выключатель Q1 Iном =5500 А	2х0,1=0,2	0,1	2х0,05=0,1	0,05
Трансформатор тока ТА 4000/5	0	0	0	0
Автоматический выключатель Q2 Iном =400 А	2х0,65=1,3	0,65	2х0,17=0,34	0,17
Кабель 2ААГ сечением 95 мм2, длиной 25 м	0,329х25х2/2=8,2	41,1	0,06х25х2/2=1,5	3
Шинопровод ШРА3 Iном=400А, длина 28 м	0,15х28х2=8,4	16,8	0,13х28х2=7,28	14,6
Автоматический выключатель QF3 Iном = 160 А	2х2,15=4,3	2,15	2х1,2=2,4	1,2
Провод: АПВ сечением 35мм2, длиной 5 м	0,894х5х2=8,94	44,7	0,088х5х2=0,88	4,4
Переходное сопротивление Rпер	30х2=60	30	-	-
Нулевой провод АПВ сечением 35мм2, длиной 5 м	0,894х5х2=8,94	44,7	0,088х5х2=0,88	4,4
Нулевая шина ШРА4, Iном=400А, длина 28 м	0,15х28х2=8,4	16,8	0,13х28х2=7,28	14,6
Нулевая жила кабеля сечением 95 мм2, длиной 25м	0,329х25х2/2=8,2	41,1	0,06х25х2/2=1,5	3
Итого:	118,88	254,4	32,96	95,42

Ток однофазного к.з. определяется по формуле:

,  (2.105)

А

По току однофазного замыкания проверяем аппарат защиты на надежность срабатывания, в данном случае I_р = 80 А. (ЭП № 41).

Условие проверки:

,  (2.106)

. Условие выполняется, аппарат защиты выбран верно.

2.13 Расчет и выбор элементов силовой сети цеха

По результатам расчетов, приведенных в пункте 2.1.1, выполняется выбор распределительных шинопроводов и шкафов, сечений кабелей и аппаратов защиты цеховых электроприемников. Номинальный ток электроприемника определяется по формуле:

,  (2.107)

где Р_н - номинальная мощность электроприемника, кВт;

cos ц_н - номинальный коэффициент мощности, определяем по [5] (стр.5).

Номинальный ток для электроприемника №1 (гальтовочный барабан):

А.

По найденному току выбираем сечение и марку провода: АПВ 4 (1х2,5), далее определяем сечение стальных труб, в которых прокладывается провод - для данного провода - Т15. Далее рассчитываем аналогично и сводим в таблицу 2.23. Автоматический выключатель не должен отключаться в нормальном режиме работы защищаемого элемента

, (2.108)

А.

Выбираем автоматический выключатель марки А 3710 А. Выбираю следующие типы распределительных шинопроводов :

ШС1 - I_расч = 191,9 А ШРА4-250-44-1У3, I_н = 250 А, i_дин = 15 кА.

ШС2 - I_расч = 271,6 А ШРА4-400-44-1У3, I_н = 400 А, i_дин = 25 кА.

ШС3 - I_расч = 425,2 А ШРА4-630-44-1У3, I_н = 630 А, i_дин = 35 кА.

Троллейный шинопровод: I_расч = 26,8 А ТР1 - ШТМ - 250, I_н = 250 А. Аналогичные расчеты сведены в таблицу 2.23

3.ОХРАНА ТРУДА И ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

 

3.1 Расчет заземляющего устройства ГПП

Заземлением называют преднамеренное электрическое соединение металлических частей электроустановки с заземляющим устройством.

Назначением заземления в электроустановках является сохранение на каком-либо объекте потенциала, близкого к потенциалу земли, т.е. нулю.

Расчет заземляющих устройств сводится главным образом к расчету количества вертикальных заземлителей, так как сечения заземляющих проводники и зеземлителей принимаются по условиям механической прочности и устойчивости к коррозии по ПУЭ.

Расчет сопротивления заземлителя проводится методом коэффициентов использования в следующем порядке.

Предполагаем сооружение заземляющего устройства по периметру подстанции.

Принимаем в качестве вертикальных заземлителей стальные стержни диаметром 18мм и длиной 5 м с погружением в земляную траншею на глубину 0,7 м. В качестве горизонтальных заземлителей принимаем также стальные стержни диаметром 18мм.

Грунт в месте устройства заземляющего устройства - суглинок, климатическая зона II. В соответствии с ПУЭ принимается допустимое сопротивление заземляющего устройства (R_з). Если заземляющее устройство является общим для установок на различное напряжение, то за расчетное сопротивление ЗУ принимается наименьшее из допустимых. Для электроустановок напряжением выше 1000 В с изолированной нейтралью сопротивление ЗУ в любое время года

R_{з =}  (3.1)

где U_расч = 250 В - расчетное напряжение, В

 I_з - ток замыкания на землю, А

Для стороны 110 кВ - R_з=0,5 Ом;

Для стороны 10 кВ - R_з=.

В качестве расчётного принимаем сопротивление R_и= R_з=0,5 Ом.

По таблицам 2 и 7 [5] определяем удельное сопротивление грунта и коэффициенты сезонности k_c, зависящие от климатической зоны, вида заземлителя и учитывающие высыхание грунта летом и промерзание его зимой.

К_с=1,25;

К_с^/=4,5;

с=100 Ом∙м.

Определяем удельное сопротивление грунта для вертикальных стержневых заземлителей:

с_расч.в = с· k_c, (3.2)

для протяженного горизонтального заземлителя

с_расч.г = с· k'_c; (3.3)

с_расч.г = 100·4,5 = 450 Ом∙м;  

с_расч.в = 100·1,25 = 125 Ом·м.

Определяем сопротивление одного вертикального заземлителя

 , при l>>d, t₀>0,5м , (3.4)

где d = 0,018 - диаметр стержня, м.

t^/ = 0,7+ = 3,2 м, - глубина заложения, равная расстоянию от поверхности земли до середины заземлителя.

Ориентировочное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом по таблице 4[3] коэффициенте использования з_ис.в=0,55 при а/l=2

n_в =  (3.5)

где h_в - коэффициент использования вертикальных заземлителей, зависящий от количества заземлителей и расстояния между ними

n_в = .

Определяем сопротивление растеканию горизонтальных электродов

R_г = , при l >> d, l > 4·t'; (3.6)

где l = 1,05·n_в ·а - длина горизонтального электрода, м,

а - расстояние между вертикальными электродами, м.

l = 1,05·98·10 = 1029 м.

d = 0,018 - диаметр стержня, м.

R_г =

Расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов:

R _расч.г =, (3.7)

где з_исп.г= 0,24 - коэффициент использования горизонтальной полосы определяем по таблице 6[3].

R _расч.г =

Уточняется необходимое сопротивление вертикальных электродов с учетом проводимости горизонтальных соединительных электродов

 

R' _в =. (3.8)

R' _в =

Уточненное количество вертикальных заземлителей

 

n'_в = , (3.9)

n'_в =

Окончательно принимаем к установке 91 вертикальный электрод, расположенных по контуру ГПП.

3.2 Молниезащита главной понизительной подстанции

Наиболее опасным проявлением молнии с точки зрения поражения зданий и сооружений является прямой удар.

Производственные, жилые и общественные здания и сооружения в зависимости от их назначения, а также интенсивности грозовой деятельности в районе их местонахождения разделены на категории. В практике для защиты зданий и сооружений от прямых ударов молнии наибольшее распространение получили стержневые и тросовые молниеотводы. Стержневые молниеотводы изготавливают из прокатной стали различного профиля. Наиболее распространены прутки водо-газопроводной трубы. В качестве тросового молниеотвода используют стальной оцинкованный канат. Для устройства токоотводов применяют круглую сталь и стальной канат или полосовую сталь прямоугольную и угловую с площадью поперечного сечения 24 и 48 мм². На металлических и железобетонных молниеотводах токопроводом может служить металлическая ферма или стальная арматурная конструкция. Несущие конструкции изготавливают из древесины, железобетона и металла. В зависимости от особенностей конструкции защищаемого объекта и условий его размещения, стержневые и тросовые молниеотводы разделяют на одиночные, двойные и многократные.

Тип, количество и взаимное расположение молниеотводов определяют геометрическую форму зоны защиты.

Главная понизительная подстанция с двумя трансформаторами типа ТДН 10000/110 относится к объектам Й категории, защищаемая зона относится к типу А.

Принимаем к расчету защиту из четырех отдельно стоящих металлических молниеотводов стержневого типа, стоящих друг от друга на расстоянии L₁ = 30 м и L₂ = 70 м.

Порядок расчета стержневых молниеотводов:

) намечаем количество и места установки молниеотводов;

) разбиваем их на группы по два соседних молниеотвода;

) определяем для каждой группы активную и полную высоту молниеотводов:

    (3.10)

    (3.11)

где - активная высота молниеотвода;

- полная высота молниеотвода;

- высота защищаемого объекта;

 при h  30 м;

- большая диагональ четырехугольника с молниеотводами в его вершинах.

м= 9,5+ 10 = 19,5 м.

Высоту молниеотвода от земли выбирают такой, чтобы защищаемые оборудование и конструкции попали в зону защиты молниеотвода, внутри которой с достаточной надежностью (в электроустановках 99,5%- зона защиты типа А) обеспечивалась бы защита зданий и сооружений от прямых ударов молнии.

Принимается высота молниеотвода h = 25 м

Расчетная зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h<150 м представляет собой конус с высотой:_о = 0,85·h= 0,85·25= 21,25 м  (3.12)

Расчетная зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h<150 м представляет собой конус с высотой:

Радиус защищаемой зоны на уровне земли:

м. (3.13)

Радиусы защитных зон на уровне 10 метров:

; (3.14)

м;

Два молниеотвода одинаковой высоты, находящихся друг от друга на расстоянии h<L1<3h (25<L1=30<3·25=75) образуют общую зону защиты. Зона характеризуется между молниеотводами гребнем в виде ломаной линии; низшая точка этого гребня имеет высоту:

 (3.15)

 (3.16)

;

м;

м;

м.

Два молниеотвода одинаковой высоты, находящихся друг от друга на расстоянии h<L₂<3h (25м< L₂=70м<3·25=75м) образуют общую зону защиты.

м;

м;

м.

На основании полученных значений выполнены зоны защиты главной понизительной подстанции на разных уровнях (графическая часть проекта, лист № 6).

3.3 Факторы, влияющие на опасность поражения электрическим током

К данным факторам относятся: сила, длительность воздействия тока, его род (постоянный, переменный), пути прохождения, а также факторы окружающей среды и др.

Сила тока и длительность воздействия. Увеличение силы тока приводит к качественным изменениям воздействия его на организм человека. С увеличением силы тока четко проявляются три качественно отличные ответные реакции организма: ощущение, судорожное сокращение мышц (неотпускание для переменного и болевой эффект для постоянного тока) и фибрилляция сердца. Электрические токи, вызывающие соответствующую ответную реакцию организма человека, получили названия ощутимых, неотпускающих и фибрилляционных, а их минимальные значения принято называть пороговыми.

Экспериментальные исследования показали, что человек ощущает воздействие переменного тока промышленной частоты силой 0,6-1,5 мА и постоянного тока силой 5-7 мА. Эти токи не представляют серьезной опасности для организма человека, а так как при их воздействии возможно самостоятельное освобождение человека, то допустимо их длительное протекание через тело человека.

В тех случаях, когда поражающее действие переменного тока становится настолько сильным, что человек не в состоянии освободиться от контакта, возникает возможность длительного протекания тока через тело человека. Такие токи получили название неотпускающих, длительное воздействие их может привести к затруднению и нарушению дыхания. Численные значения силы неотпускающего тока не одинаковы для различных людей и находятся в пределах от 6 до 20 мА. Воздействие постоянного тока не приводит к неотпускающему эффекту, а вызывает сильные болевые ощущения, которые у различных людей наступают при силе тока 15-80 мА.

При протекании тока в несколько десятых долей ампера возникает опасность нарушения работы сердца. Может возникнуть фибрилляция сердца, т. е. беспорядочные, некоординированные сокращения волокон сердечной мышцы. При этом сердце не в состоянии осуществлять кровообращение. Фибрилляция длится, как правило, несколько минут, после чего следует полная остановка сердца. Процесс фибрилляции сердца необратим, и ток, вызвавший его, является смертельным. Как показывают экспериментальные исследования, проводимые на животных, пороговые фибрилляционные токи зависят от массы организма, длительности протекания тока и его пути.

Электрический ток, проходя через тело человека, оказывает тепловое, химическое и биологическое воздействия. Тепловое действие проявляется в виде ожогов участков кожи тела, перегрева различных органов, а также возникающих в результате перегрева разрывов кровеносных сосудов и нервных волокон. Химическое действие ведет к электролизу крови и других содержащихся в организме растворов, что приводит к изменению их физико-химических составов, а значит, и к нарушению нормального функционирования организма. Биологическое действие электрического тока проявляется в опасном возбуждении живых клеток и тканей организма. В результате такого возбуждения они могут погибнуть.

Различают два основных вида поражения человека электрическим током: электрический удар и электрические травмы. Электрическим ударом называется такое действие тока на организм человека, в результате которого мышцы тела начинают судорожно сокращаться. При этом в зависимости от величины тока и времени его действия человек может находиться в сознании или без сознания, но при нормальной работе сердца и дыхания. В более тяжелых случаях потеря сознания сопровождается нарушением работы сердечно-сосудистой системы, что ведет даже к смертельному исходу. В результате электрического удара возможен паралич важнейших органов (сердца, мозга и пр.).

Электрической травмой называют такое действие тока на организм, при котором повреждаются ткани организма: кожа, мышцы, кости, связки. Особую опасность представляют электрические травмы в виде ожогов. Такой ожог появляется в месте контакта тела человека с токоведущей частью электроустановки или электрической дугой. Бывают также такие травмы, как металлизация кожи, различные механические повреждения, возникающие в результате резких непроизвольных движений человека. В результате тяжелых форм электрического удара человек может оказаться в состоянии клинической смерти: у него прекращается дыхание и кровообращение. При отсутствии медицинской помощи клиническая смерть (мнимая) может перейти в смерть биологическую. В ряде случаев, однако, при правильной медицинской помощи (искусственном дыхании и массаже сердца) можно добиться оживления мнимоумершего.

Непосредственными причинами смерти человека, пораженного электрическим током, является прекращение работы сердца, остановка дыхания вследствие паралича мышц грудной клетки и так называемый электрический шок.

Прекращение работы сердца возможно в результате непосредственного действия электрического тока на сердечную мышцу или рефлекторно из-за паралича нервной системы. При этом может наблюдаться полная остановка работы сердца или так называемая фибрилляция, при которой волокна сердечной мышцы приходят в состояние быстрых хаотических сокращений. Остановка дыхания (вследствие паралича мышц грудной клетки) может быть результатом или непосредственного прохождения электрического тока через область грудной клетки, или вызвана рефлекторно вследствие паралича нервной системы. Электрический шок представляет собой нервную реакцию организма на возбуждение электрическим током, которая проявляется в нарушении нормального дыхания, кровообращения и обмена веществ. При длительном шоковом состоянии может наступить смерть.

Если оказана необходимая врачебная помощь, то шоковое состояние может быть снято без дальнейших последствий для человека. Основным фактором, определяющим величину сопротивления тела человека, является кожа, ее роговой верхний слой, в котором нет кровеносных сосудов. Этот слой обладает очень большим удельным сопротивлением, и его можно рассматривать как диэлектрик. Внутренние слои кожи, имеющие кровеносные сосуды, железы и нервные окончания, обладают сравнительно небольшим удельным сопротивлением. Внутреннее сопротивление тела человека является величиной переменной, зависящей от состояния кожи (толщины, влажности) и окружающей среды (влажности, температуры и т. д.). При повреждении рогового слоя кожи (ссадина, царапина и пр.) резко снижается величина электрического сопротивления тела человека и, следовательно, увеличивается проходящий через тело ток. При повышении напряжения, приложенного к телу человека, возможен пробой рогового слоя, отчего сопротивление тела резко понижается, а величина поражающего тока возрастает.

Из вышесказанного становится понятно, что на тяжесть поражения человека электрическим током влияет много факторов. Наиболее неблагоприятный исход поражения будет в случаях, когда прикосновение к токоведущим частям произошло влажными руками в сыром или жарком помещении.

3.4 Требования в области охраны окружающей среды при обращении с отходами производства и потребления

Отходы производства и потребления, в том числе радиоактивные отходы, подлежат сбору, использованию, обезвреживанию, транспортировке, хранению и захоронению, условия и способы которых должны быть безопасными для окружающей среды и регулироваться законодательством Российской Федерации.

Запрещаются:

сброс отходов производства и потребления, в том числе радиоактивных отходов, в поверхностные и подземные водные объекты, на водосборные площади, в недра и на почву;

размещение опасных отходов и радиоактивных отходов на территориях, прилегающих к городским и сельским поселениям, в лесопарковых, курортных, лечебно-оздоровительных, рекреационных зонах, на путях миграции животных, вблизи нерестилищ и в иных местах, в которых может быть создана опасность для окружающей среды, естественных экологических систем и здоровья человека;

захоронение опасных отходов и радиоактивных отходов на водосборных площадях подземных водных объектов, используемых в качестве источников водоснабжения, в бальнеологических целях, для извлечения ценных минеральных ресурсов;

ввоз опасных отходов и радиоактивных отходов в Российскую Федерацию в целях их захоронения и обезвреживания.

Отношения в области обращения с отходами производства и потребления, а также опасными отходами и радиоактивными отходами регулируются соответствующим законодательством Российской Федерации.

3.5 Мероприятия по очистке трансформаторного масла

Заливаемое в трансформатор масло должно соответствовать нормам, установленным ГОСТом. В процессе длительной эксплуатации характеристики масла ухудшаются, поэтому при ремонте трансформаторов его подвергают обрабдтке: удаляют влагу, (осушают) и механические примеси, дегазируют их, кислые масла восстанавливают регенерацией. Для этих целей применяют различные маслоочистительную аппаратуру, оборудование и адсорбенты.

Центрифугирование масла. Для удаления из масла воды и механических примесей применяют' специальные центрифуги (сепараторы), работающие по принципу отделения составных частей лод действием центробежных сил.

Фильтрование масла. Фильтрованием называется способ очистки масла продавливанием его через пористую среду с большим количеством мельчайших отверстий, в которых задерживаются вода и механические примеси. В качестве 'фильтрующего материала применяют специальную фильтровальную бумагу или ткань.

Аппарат, который служит для фильтрования масла, называется фильтр-прессом, и состоит из ряда чугунных рам и пластин и заложенной между ними фильтровальной бумаги. Пластины и рамы чередуются между собой. Весь комплект вместе с фильтровальной бумагой зажат между двумя массивными плитами винтом. Рамы, пластины и бумага имеют в нижних углах по два отверстия:

- для входа грязного масла

- для выхода очищенного масла.

В пластинах с обеих сторон находятся продольные и поперечные каналы, Ее доходящие до краев, благодаря которым их поверхность покрыта большим количеством усеченных пирамид.

Внутри рам образуются камеры для неочищенного масла. Камеры щелями в углах рам сообщаются с общим сквозным отверстием, в которое нагнетается, грязное масло. Просочившись сквозь фильтровальную бумагу камер, очищенное масло поступает к решеткам пластин. По канавкам пластин масло попадает в сквозное отверстие и далее на выход из пресса.

Параллельное включение камер создает большую фильтрующую поверхность и увеличивает производительность пресса.

Масло в фильтр-пресс нагнетается насосом под давлением 0,4-0,6 МПа, повышение которого в процессе работы показывает, что фильтровальная бумага засорилась и ее необходимо заменить. Для грубой очистки масла (до его поступления в фильтр-пресс) служит специальный сетчатый фильтр, размещенный на входном патрубке. Для отбора проб очищенного масла на выходном патрубке имеется кран. Фильтрование применяют в основном для очистки трансформаторного масла от шлама, угля и других механических примесей.

Рисунок 3.1 - Устройство установки для сушки масла: 1 - вентиль. 2 - насос, 3 - электронагреватель масла, 4 - манометры, 5 - фильтры, 6 - адсорберы, 7 - верхний коллектор, 8 - кран для спуска воздуха, 9 - объемный счетчик, 10 - кран для отбора проб и слива масла, 11 - нижний коллектор

Осушка масла в цеолитовых установках. Для осушки трансформаторного масла широко применяют цеолитовые установки, в которых его однократно фильтруют через слой молекулярных сит - искусственных цеолитов типа NaA.

Обычно установка состоит из трех-четырех параллельно работающих адсорберов (металлических цилиндров), содержащих по 50 кг цеолитов каждый. Для большего контактирования цеолитов с маслом размер адсорбера подбирают так, чтобы отношение высоты засыпки гранулированных цеолитов к его диаметру было не менее 4:1. В нижней части-адсорбера имеется донышко из металлической сетки, которое служит опорой для молекулярных сит, верхняя часть закрыта съемной металлической сеткой. Масло из адсорбера перекачивается насосом.

Для осушки трансформаторного масла требуется примерно 0,1-0,15% синтетических цеолитов от массы обрабатываемого масла. За один цикл фильтрования пробивное напряжение трансформаторного масла повышается с 10-12 до 58-60 кВ. Сушку масла производят при 20-30° С и скорости фильтрации 1,1- 1,3 т/ч. Адсорбционные свойства цеолитов восстанавливают продувкой адсорбера с отработанными гранулами нагретым до 300- 400° С воздухом; длительность продувки 4-5 ч.

Регенерация кислых масел.

Существует ряд химических способов глубокой регенерации кислых масел, основным из которых является кислотно-щелочноземельный. При этом способе очистки масло обрабатывают серной кислотой, которая уплотняет и связывает все нестойкие соединения масла в кислый гудрон. Гудрон удаляют путем отстоя, а остатки серной кислоты и органических кислот нейтрализуют, обрабатывая масло щелочью. Затем масло промывают дистиллированной водой, сушат и для полной нейтрализации обрабатывают отбеливающей землей. После окончательного фильтрования получают восстановленное масло.

Для регенерации слабо окисленных масел применяют силикагель. Масло многократно прогоняют через адсорбер, наполненный силикагелем. Циркуляцию масла, как правило, осуществляют насосом центрифуги или фильтр-прессом, который включают на выходной части адсорбера. Как и при других, видах очистки, масло при регенерации подогревают.

Дегазация трансформаторного масла.

Присутствие в масле кислорода воздуха вызывает его окисление и ухудшает диэлектрические свойства, связанные с возникновением электрических разрядов и ионизации под действием электрического поля. Обычно «три атмосферном давлении масло содержит около 10% воздуха (по объему). При этом в воздухе, растворенном в трансформаторном масле, соотношение входящих в него газов изменяется. Как известно, воздух содержит 78% азота л 21% кислорода. Воздух же, растворенный в масле, содержит 69,8% азота и 30,2% кислорода. Кроме того, растворимость воздуха растет с повышением температуры масла.

Для предотвращения ухудшений характеристик и преждевременного старения при переводе трансформаторов на азотную защиту масло вакуумируют, дегазируют и насыщают азотом в специальных установках. До дегазации масло осушают до влагосодержания не более 0,001% (10 г воды на 1 м³ масла).

Инструкция по очистке масла.

Усадка изоляции и обезвоживание трансформаторного масла.

Усадка изоляции может быть результатом движений катушки под нагрузкой и, в частности, ударной нагрузки, и являться причиной преждевременных поломок. Также, усадка изоляции - это результат целлюлозной деградации. Регенерация трансформаторного масла на месте не вызывает усадки изоляции.

Более 40-летний опыт в США, показывает, что если трансформаторная изоляция сверх сухая (до +2% сухого веса) усадка изоляции не происходит. Целью процесса регенерации является - регенерация масла в трансформаторе, но не осушка трансформаторной изоляции (см. инструкцию «Технологии осушки твердой изоляции»). Невозможно сушить твердую изоляцию в течение регенерационного периода. Большое количество времени необходимо для достижения сверх сухих уровней.

Перемещение влаги с увлажненной изоляции методом термодиффузионной осушки это естественный, не принудительный процесс и является целью восстановления баланса между изоляцией обмотки и маслом.

До тех пор пока не присутствует усилия (например, вакууммирование), настолько процесс натурален, и усадки изоляции не происходит. Это медленный процесс и зависит от уровня диффузии воды через твердую изоляцию.

Удаление грязи из активных частей трансформатора.

Грязь, также формируется (скапливается) в волокнах целлюлозы изоляционной системы. В течение очистки масло нагревается до тех пор, пока не достигнет точки растворимости загрязнений в трансформаторе и в целлюлозной изоляции. Затем масло действует, как растворитель собственных продуктов разложения. Процесс гарантирует, что перерастворенные грязи будут удалены в процессе регенерации и масло будет чистым

Таким образом, регенерация и очистка процесс более обширный, чем просто восстановление масла.

Потеря фурановой величины.

Восстановление (регенерация или очистка) или замена трансформаторного масла разрушает фурановые соединения, используемые для предсказания уровня полимеризации (состояния и продолжительности жизни изоляции). Фурановые анализы трансформаторного масла должны быть сделаны до начала очистки.

Если трансформаторное масло ухудшается до уровня предельного значения и не меняется или не регенерируется, это безусловно может сократить жизнь трансформатора. После очистки масла, устанавливается новая базовая линия для контроля фурановых соединений. Будущие фурановые тесты должны быть подведены к новой базовой линии.

Устранение ароматических соединений.

Некоторые типы ароматических соединений могут функционировать, как антиоксидант. Большинство спецификаций требует, чтобы содержание полеароматического гидрокарбоната было равное или меньше 3%. Слишком много ароматических соединений понижают диэлектрик или импульсивную прочность и увеличивают способность масла растворять большинство твердых изоляционных материалов находящихся в масле. Стабильность окисления отрегенерированного масла (после 164 часов 100⁰С) было 0,06% от массы, которая будет ниже главного определенного максимального уровня равного или менее 0,1% массы.

Пробой.

Перед началом регенерации вся система, включая шланги, заполняется маслом. Старое масло и вещества в суспензии, которая образовалась на дне бака трансформатора, откачивается с нижней части трансформатора (отфильтрованное, очищенное масло) и подается в трансформатор через расширительный бак. Таким образом, уровень масла в трансформаторе не падает. Масло будет циркулировать без усилий и загрязняющие вещества не будут возвращаться в бак трансформатора. Только чистое, обезвоженное, свободное от частиц (отфильтрованная) масло вернется в бак.

Очистка - это последовательный и немного медлительный процесс, который растворяет и выводит из трансформатора грязь в течение всего времени очистки.

Повреждение трансформаторного масла.

При поднятии температуры масла до точки растворимости продуктов разложения использовать только автоматическое регулирование нагрева масла в целях избежания термоокисления и разрушения масла.

4. Экономическая часть

 

.1 Организация ремонта. Определение численности персонала

В процессе эксплуатации происходит износ энергооборудования. Интенсивность износа зависит от различных факторов. Основные из них: продолжительность работы, режим нагрузки, параметры и качество энергоносителя, качество материалов, конструктивное исполнение, условия эксплуатации, качество обслуживания.

Износ энергооборудования приводит к снижению его надежности и чаще всего является причиной аварии. Чтобы этого не происходило необходимо проводить ряд мероприятий для поддержания оборудования энергохозяйств подстанций в надежном техническом состоянии. Реализуется эта задача применением системы технического обслуживания и ремонта (система ТОР ЭО).

Система ТОР ЭО - система планово-предупредительного типа, сущность ее заключается в том, что по истечении определенного отработанного времени в момент ожидания отказа производятся различного вида ремонтные воздействия (техническое обслуживание, текущий, средний или капитальный ремонты).

Система ТОР ЭО призвана способствовать решению следующих основных задач:

повышению надежности оборудования подстанции;

обеспечению бесперебойной подачи качественных энергоресурсов потребителям;

созданию достаточно комфортных санитарно-гигиенических условий для работников;

экономии топливно-энергетических ресурсов, рациональному использованию ремонтных материалов, запасных частей и комплектующих изделий;

внедрению новых, более прогрессивных видов технического обслуживания и ремонта;

Годовая трудоемкость ремонтных работ на группу оборудования определяется путем умножения количества единиц оборудования на норму ремонтов в году и трудоемкость одного ремонта.

Норма и трудоемкость работ принимаются по справочнику «Система ТОР ЭО».

Таблица 4.1 - Расчет плана годового объема ремонтных работ

Наименов. оборудов	Количество единиц			Капитальный ремонт						Текущий ремонт								Суммарная трудоемкость ремонтных работ
				Ремонтный цикл	Норма ремонтов в году	Норма трудоемкостикап. ремонта		Годовая трудоемкость на группу оборудования		Межремонтный период		Норма ремонтов в году		Норма трудоемкости текущего ремонта		Годовая трудоемкость на группу оборудования
				мес.		чел.ч		чел.ч		мес.				чел.ч		чел.ч		чел.ч.
1	3	4	5		6		7		8		9		10		11
U=110кВ
Силовой тр-р 10000 кВА			2	144	0,08	938		156,33		36		0,33		188		125,33		281,67
Разъединит			8	54	0,222	7		12,4		18		0,667		1,8		9,6		22
Выключатель			2	36	0,333	38		25,33		12		1		11		22		47,33
Тр-р тока			12	144	0,08	20		19,2		36		0,33		6		24		43,2
Тр-р напряжения			6	144	0,08	15		7,2		36		0,333		6		12		19,2
ОПН			8	54	0,222	5		8,9		9		1,333		1		10,7		19,6
U=10кВ
Выключатель		15		36	0,333		24		120		12		1		7		105		225
Тр-р тока		32		144	0,083		10		26,6		36		0,333		3		32		58,6
ОПН		6		72	0,167		5		5		12		1		1		6		11
Тр-р напряжения		2		144	0,08		15		2,4		36		0,333		6		4		6,4
ТСН 25 кВА		2		144	0,083		65		10,8		36		0,333		13		8,7		19,5
Выключатель нагрузки		15		48	0,25		45		45		12		1		3,6		54		99
Предохранитель		19		36	0,33		23		145,5		12		1		7		133		278,5
Силовой тр-р 1600 кВА		4		144	0,083		375		124,5		36		0,333		75		100		224,5
Силовой тр-р 630 кВА		8		144	0,083		258		171,3		36		0,333		51		135,9		307,2
Силовой тр-р 400 кВА		2		144	0,083		216		35,9		36		0,333		43		28,6		64,5
Силовой тр-р 250 кВА		1		144	0,083		179		14,9		36		0,333		36		12		26,9
Кабели, проложенные в земле ( в траншее)
Каб. линии S =50-70 мм2	3,98			240	0,05	72		14,3		12		1		21		83,6		97,9
Итого																		1852

Суммарная годовая трудоемкость работ энергоремонтной службы определяется как сумма соответствующих составляющих работ:

 чел.ч, (4.1)

где         - суммарная годовая трудоемкость ремонтных работ (по капитальному и текущему ремонтам);

 - суммарная годовая трудоемкость работы по техническому обслуживанию;

 - суммарная годовая трудоемкость работы ремонтного характера;

 - суммарная годовая трудоемкость работы неремонтного характера.

Суммарная годовая трудоемкость работ по техническому обслуживанию:

 (4.2)

где         - суммарная трудоемкость ремонтных работ на одного рабочего по техническому обслуживанию;

 - для высоковольтного оборудования;

 - эффективный фонд рабочего времени одного рабочего эксплутационного персонала, час (таблица 4.2).

Таблица 4.2 - Баланс рабочего времени ремонтного и эксплуатационного персонала

Статья баланса	Ремонтный персонал		Эксплуатационный персонал
	дни	часы	дни	часы
1.Календарный фонд рабочего времени Тк	365	2920	365	8760
2.Не рабочие дни (праздники + выходные) Тпр	114	920	-	-
3.Номинальный фонд времени Тн	251	2008	274	2190
4.Плановые целосменные невыходы
а) основной и дополнительный отпуск Тотп	24	192	24	192
б) болезни Тб=1,5%∙Тн	4,11	32,85	3,77	30,13
в) отпуск учащихся Туч=1,5%∙Тн	4,11	32,85	3,77	30,13
г) гос. обязанности Тго=0,5%∙Тн	1,3	10,25	1,26	10,04
5.Эффективный фонд рабочего времени Тэ=Тн-Тотп-Тб-Туч-Тго	240,48	1921,35	218,2	1745,72
6.Коэффициент использования рабочего времени Ки=Тэ/Тн	0,88	0,88	0,87	0,87

 чел.ч. (4.3)

Рекомендуются следующее соотношение трудоемкости работ:

∑Т_ррх=25%(∑Т_рр+∑Т_рто);

 чел.ч. (4.4)

∑Т_рнрх=15%(∑Т_ррх+∑Т_рто); (4.5)

 чел.ч.

∑Т_ррс=1852+3234,9+1271,7+676=7034,6 чел.ч.

Численность ремонтного персонала (Ч_р) определяется согласно трудоемкости ремонтных работ ∑Т_рр и трудоемкости работ ремонтного характера ∑Т_ррх. Численность эксплуатационного персонала (Ч_э) на основании трудоемкости работ по техническому обслуживанию ∑Т_рто и трудоемкости работ не ремонтного характера ∑Т_рнрх.

Численность ремонтного персонала рассчитывается по формуле:

чел, (4.6)

где        - эффективный фонд рабочего времени ремонтного персонала, час (принимается согласно расчета таб.4.2);

 - коэффициент выполнения норм (1,1-1,2);

 - коэффициент использования рабочего времени (принимается согласно расчета - таблица 4.2);

 чел.

Принимается численность ремонтного персонала - 2 человека.

Численность эксплуатационного персонала определяется по формуле:

чел, (4.7)

где        Т_э - эффективный фонд рабочего времени эксплуатационного персонала.

При выборе численности эксплутационного персонала необходимо руководствоваться следующими ограничениями:

1)   продолжительность рабочей недели - 40час.;

2)   техническое обслуживание высоковольтного оборудования - процесс непрерывный, не прерывающийся ни в праздники, ни в выходные дни;

3)   для осуществления сложных оперативных переключений в смене должно быть не менее двух человек оперативного персонала.

чел.

Принимается 4 человека эксплуатационного персонала, с учетом привлечения одного работника из ремонтного персонала для осуществления сложных оперативных переключений.

Численность ИТР, управляющих ремонтным и эксплуатационным персоналом определяем исходя из нормы управляемости для мастера (энергетика), которая равна 12 рабочих (H_у).

; (4.8)

 чел.

Принимается численность работников ИТР - 1 человек.

 

.2 Организация заработной платы персонала. Расчет затрат на заработную плату

В силу специфики энергетической отрасли применяется повременная система оплаты труда.

Таким образом, основная зарплата персонала состоит из тарифного фонда и доплат, действующих на заданном предприятии:

Ф_осн=(Ф_т+Ф_пр) 1,15, (4.9)

где        Ф_т - тарифный фонд оплаты труда, руб.;

Ф_пр - доплаты, действующие на предприятии , руб.

Тарифный фонд оплаты труда:

Ф_тр=С_чр×Т_э×Ч_р; (4.10)

Ф_тэ=С_чэ×Т_э×Ч_э; (4.11)

где        С_чр и С_чэ - часовая ставка ремонтного и эксплуатационного персонала, в соответствии с разрядом и выполнением работ, руб/час принимается равной 30 руб..

Тарифный фонд для ремонтного персонала составит:

Ф_тр=2·30·1745,72=104,7 тыс.руб/год;

для эксплуатационного персонала:

Ф_тэ=4·30·1921,35=230,6 тыс.руб/год.

Премиальный фонд принимается равным 60%.

Ф_прр(э)= 0,6 × Ф_тр(э); (4.12)

 тыс.руб/год;

 тыс.руб/год.

Ф_{осн р}= (104,7+62,8) ∙ 1,15 = 167,6 тыс.руб/год.

Ф_{осн э}= (230,6+138,3) ∙ 1,15 = 368,9 тыс.руб/год.

Затраты на оплату труда ремонтного и эксплуатационного персонала определяю по формуле:

Ф_зп = Ф_осн + Ф_доп,

где Ф_доп - дополнительная заработная плата;

Дополнительная заработная плата предполагает оплату за время, несвязанное с работой (очередной отпуск, отпуск учащихся, выполнение государственных обязанностей и т.п.), рассчитывается по формуле:

;

 тыс.руб/год;

 тыс.руб/год.

Ф_зпр = 167,6 + 25,2 = 192,8 тыс.руб/год;

Ф_зпэ = 450,8 + 55,3 = 506,1 тыс.руб/год.

;

 тыс.руб/ч год;

 тыс.руб/ч год.

Затраты на оплату труда ИТР находим в следующем порядке:

 руб;

 руб;

 руб,

где оклад мастера 10000 руб, премиальный фонд мастера составляет 50% от оклада.

Общий фонд оплаты труда (Ф_общ.зп) состоит из затрат на оплату труда ремонтного и эксплуатационного персонала, а также из затрат на заработную плату ИТР.

Ф_{общ зп} = Ф_зпр + Ф_зпэ + Ф_итр;

Ф_{общ зп} = 198,8+506,1+207= 911,9 тыс.руб/год.

Отчисления на социальный единый налог (О_сн) составляют 26,4 % от суммы общей заработной платы электротехнического персонала.

О_сн = 26,4 %∙ Ф_общ = 0,264 × 911,9 = 240,7 тыс.руб/год.

4.3 Определение потребности в материалах и запасных частях

Одним из основных факторов, оказывающих влияние на обеспечение надежности и эффективности работы основного оборудования, на сокращение его простоев при ремонте, является своевременное и технически обоснованное удовлетворение потребностей в материалах.

Затраты на материалы для ремонта трансформаторов, высоковольтного оборудования и кабельных линий определяются раздельно. Расчеты сведены в таблицы 4.3, 4.4, 4.5 соответственно.

Таблица 4.3 - Затраты на расход материалов для ремонта трансформаторов

Материал	Нормы расхода материала на 100 чел·час	Трудоемкость ремонта, чел·час	Кол-во матер.	Цена за единицу матер руб.	Стоим, руб
1	2	3	4	5	6	7
Швеллер, кг	10000	265,3	281,67	747,27	25	18681,77
	1600	102,30	224,5	230,18		5754,38
	630-400	45,22	371,7	169,52		4237,91
	250	15,39	26,9	4,1		102,5
	25	-	19,50	-		-
Сталь сортовая, кг	10000	312,5	281,67	880,22		26406,6
	1600	113,7	224,5	225,83	30	7674,75
	630-400	56,53	371,7	211,91		6357,42
	250	33,9	26,9	9,1		273
	25	16,15	19,50	3,15		94,48
Проволока бандажная, кг	10000	-	281,67	-	20	-
	1600	-	224,5	-		-
	630-400	-	371,7	-		-
	250	0,6	26,9	0,2		4
	25	0,6	19,50	0,12		1,05
Проволока рояльная, кг	10000	-	281,67	-	45	-
	1600	-	224,5	-		-
	630-400	-	371,7	-		-
	250	-	26,9	-		-
	25	0,02	19,50	0,004		0,18
Электроды, кг	10000	5,3	281,67	14,93	25	179,14
	1600	1,50	224,5	3,38		40,50
	630-400	0,68	371,7	2,55		30,59
	250	0,31	26,9	0,08		2
	25	0,08	19,50	0,02		0,19
Крепежные изделия,кг	10000	88,4	281,67	249	125	1704,38
	1600	30,30	224,5	68,18		1704,38
	630-400	14,70	371,7	55,11		1377,65
	250	8,31	26,9	2,2		275
	25	2,91	19,50	0,57		14,19
Припой оловянно-свинцовый, кг	10000	-	281,67	-	210	-
	1600	0,19	224,5	0,43		89,78
	630-400	0,10	371,7	0,37		78,72
	250	0,06	26,9	0,02		4,2
	25	0,01	19,50	0,00		0,41
Припой медно-фосфористый, кг	10000	-	281,67	-	500	-
	1600	-	224,5	-		-
	630-400	0,14	371,7	0,52		262,41
	250	0,07	26,9	0,02		10
	25	0,03	19,50	0,01		2,93
Провод установочный, м	10000	8,8	281,67	24,79	70	1735,09
	1600	4,80	224,5	10,80		756,00
	630-400	4,26	371,7	15,97		1117,86
	250	3,08	26,9	0,83		58,1
	25	1,62	19,50	0,32		22,11
Провод медный, кг	10000	1636,2	281,67	4608,68	115	539998,72
	1600	644,40	224,5	1449,90		166738,50
	630-400	327,85	371,7	1229,01		141336,30
	250	127,74	26,9	34,4		3956
	25	42,80	19,50	8,35		959,79
Картон электроизоляционный, кг	10000	205,2	281,67	577,99	75	43349,01
	1600	90,20	224,5	202,95		15221,25
	630-400	37,31	371,7	139,86		10489,80
	250	16,16	26,9	4,35		326,3
	25	5,33	19,50	1,04		77,95
Бумага кабельная , кг	10000	10,7	281,67	30,14	60	1808,32
	1600	4,20	224,5	9,45		567,00
	630-400	2,26	371,7	8,47		508,32
	250	1,15	26,9	0,3		18
	25	0,48	19,50	0,09		5,62
Бумага телефонная, кг	10000	5	281,67	22,5	300	6750
	1600	3,6	224,5	9,7		2910
	630-400	3,6	8,1		2430
	250	2	26,9	0,54		162
	25	2	19,50	1,7		510
Гетинакс, кг	10000	194,6	281,67	548,13	150	82219,47
	1600	72,20	224,5	162,45		24367,50
	630-400	31,65	371,7	118,65		17796,95
	250	-	26,9	-		-
	25	-	19,50	-		-
Эмали грунтовые, кг	10000	28,3	281,67	79,71	67	5340,74
	1600	11,70	224,5	26,33		1763,78
	630-400	5,65	371,7	21,18		1419,07
	250	3,08	26,9	0,83		55,6
	25	1,05	19,50	0,20		13,72
Лаки электрои-золяционные, кг	10000	123,8	281,67	348,71	84	29291,43
	1600	45,50	224,5	102,38		8599,50
	630-400	22,61	371,7	84,76		7119,68
	250	8,46	26,9	2,3		193,2
	25	3,23	19,50	0,63		52,91
Растворитель, кг	10000	22,1	281,67	62,25	32	1991,97
	1600	7,60	224,5	17,10		547,20
	630-400	3,62	371,7	13,57		434,25
	250	2,31	26,9	0,6		19,2
	25	-	19,50	-		-
Силикогель, кг	10000	53	281,67	149,29	215	32096,3
	1600	19,00	224,5	42,75		9191,25
	630-400	9,04	371,7	33,89		7285,97
	250	4,62	26,9	1,2		258
	25	1,21	19,50	0,24		50,73
Шнур крученный, м	10000	3,2	281,67	9,01	35	106,31
	1600	1,35	224,5	3,04		106,31
	630-400	0,68	371,7	2,55		89,22
	250	-	26,9	-		-
	25	-	19,50	-		-
Древесина твердых пород, м	10000	0,5	281,67	1,41	2500	3520,88
	1600	0,15	224,5	0,34		843,75
	630-400	0,07	371,7	0,26		656,02
	250	0,03	26,9	0,008		20
	25	0,01	19,50	0,0019		4,88
Литье из алюминиевых сплавов, кг	10000	-	281,67	-	500	-
	1600	-	224,5	-		-
	630-400	-	371,7	-		-
	250	1,3	26,9	0,35		175
	25	1,3	19,50	0,25		125
Медь шинная, кг	10000	141,5	281,67	398,56	120	47827,57
	1600	60,60	224,5	136,35		16362,00
	630-400	16,51	371,7	61,89		7426,92
	250	6,16	26,9	1,7		204
	25	2,10	19,50	0,41		49,14
Медь прутковая, кг	10000	97,3	281,67	274,06	125	34258,11
	1600	36,00	224,5	81,00		10125,00
	630-400	16,28	371,7	61,03		7628,60
	250	6,16	26,9	1,7		212,5
	25	1,86	19,50	0,36		45,34
Лента медная, кг	10000	13,3	281,67	43,56	110	4120,83
	1600	5,10	224,5	11,48		1262,25
	630-400	1,58	371,7	5,92		651,52
	250	1,58	26,9	0,43		47,3
	25	0,24	19,50	0,05		5,15
Лакоткань, кг	10000	31,8	281,67	89,57	115	10300,67
	1600	8,00	224,5	18,00		2070,00
	630-400	4,75	371,7	17,81		2047,73
	250	1,54	26,9	0,4		46
	25	0,53	19,50	0,10		11,89
Лента киперная, м	10000	1238,2	281,67	3784,64	2,47	1341,6
	1600	469,50	224,5	1056,38		1341,60
	630-400	287,15	1076,44		1367,08
	250	153,9	26,9	41,4		102,3
	25	53,30	19,50	10,39		13,20
Лента тяфтяная, м	10000	972,8	281,67	2740,09	0,75	2055,06
	1600	405,60	224,5	912,60		684,45
	630-400	205,75	371,7	771,30		578,47
	250	76,95	26,9	20,7		15,5
	25	26,65	19,50	5,20		3,90
Лента асбестовая электроизоляционная, кг	10000	4	281,67	11,27	160	1802,69
	1600	1,60	224,5	3,60		576,00
	630-400	0,61	371,7	2,29		365,87
	250	0,31	26,9	0,08		12,8
	25	0,16	19,50	0,03		4,99
Бумага для оклейки электростали, кг	10000	5,2	281,67	23,4	250	5850
	1600	3,2	224,5	8,6		2150
	630-400	3,2	371,7	7,2		1800
	250	2,15	26,9	0,58		145
	25	2,15	19,50	1,9		475
Масло трансформаторное, кг	10000	1,2	281,67	5,4	425	2295
	1600	0,58	224,5	1,6		680
	630-400	0,58	371,7	1,3		552,5
	250	0,3	26,9	0,08		34
	25	0,3	19,50	0,3		127,5
Бензин авиационный, кг	10000	1,8	281,67	8,1	150	1215
	1600	1,5	224,5	4		600
	630-400	1,5	371,7	3,4		510
	250	1,2	26,9	0,3		45
	25	1,2	19,50	1		150
Маслостойкая резина, кг	10000	0,5	281,67	2,3	355	2012,5
	1600	0,4	224,5	1,1		962,5
	630-400	0,4	371,7	0,9		787,5
	250	0,3	26,9	0,08		28,4
	25	0,3	19,50	0,3		262,5
Резина профильная, кг	10000	0,28	281,67	1,3	250	715
	1600	0,41	224,5	1,1		605
	630-400	0,41	371,7	0,9		495
	250	0,35	26,9	0,09		22,5
	25	0,35	19,50	0,3		165
Обтирочный материал, кг	10000	0,9	281,67	4,1	100	410
	1600	0,8	224,5	2,1		210
	630-400	0,8	371,7	1,8		180
	250	0,6	26,9	0,2		20
	25	0,6	19,50	0,12		12
Итого, тыс руб.						1431,4

Таблица 4.4 - Затраты на материалы для ремонта высоковольтного оборудования

Наименование материала	Норма расхода на 100 чел.ч	Трудоем-кость ремонта, чел.ч	Годовая потребность в материалах	Цена, руб.	Стоимость, тыс.руб.
Сталь мелкосортовая, кг	0,4	853,4	3,4	50	170
Сталь автономная, кг	0,25	853,4	2,1	50	105
Крепежные изделия, кг	0,2	853,4	1,7	125	212,5
Медный прокат, кг	4,5	853,4	38,4	750	28800
Латунный прокат, кг	1,5	853,4	12,8	550	7040
Картон электроизоляционный, кг	0,5	853,4	4,3	550	2365
Гетинакс, кг	0,2	853,4	1,7	750	935
Текстолит, кг	0,2	853,4	1,7	750	935
Лента изоляционная, кг	0,1	853,4	0,85	525	446,3
Лаки электроизоляционные, кг	0,4	853,4	3,4	725	2465
Краски, эмали, лаки, кг	1,6	853,4	13,7	400	5480
Провод обмоточный, кг	15	853,4	128	1025	131200
Масло трансформаторное, кг	75	853,4	640	425	272000
Бензин авиационный, кг	1,5	853,4	12,8	150	1920
Изоляторы, кг	4	853,4	34	900	30600
Обтирочные материалы, кг	1,3	853,4	11,1	100	1110
Итого					485,8

Таблица 4.5 - Затраты на материалы для ремонта кабельных линий

Наименование материала	Норма расхода на 100 чел.ч	Трудоем-кость ремонта, чел.ч	Годовая потреб-ность в материалах	Цена, руб.	Стоимость, тыс.руб.
Кабель всех назначений, м	40	97,9	39,2	2990	177208
Сталь сортовая, кг	2	1,96	150	294
Трубы газовые, кг	2	97,9	1,96	400	784
Электроды, кг	0,1	97,9	0,01	125	1,25
Итого					178,3

Определяется сумма затрат на ремонтные материалы:

; (4.13)

С_рм=1431,4+485,8+178,3= 2095,5 тыс. руб.

Планирование потребности в запасных частях на предстоящий год, составление номенклатуры и объема необходимого количества запасных частей производится на основе изучения и обобщения данных годового плана технического обслуживания и ремонта оборудования и сетей.

Номенклатуру запасных частей составляется с учетом данных о сроках службы деталей оборудования, сведений о постоянной потребности в деталях, в том числе таких деталей, которые не могут быть изготовлены собственными силами и деталей с большой трудоемкостью изготовления.

Норму расхода комплектующих деталей и запасных частей при ремонте и текущем обслуживании и норму резерва принимаются исходя из количества однотипного оборудования установленного на предприятии и используемого в ремонте.

Результаты расчетов сведены в таблицу 4.6.

Таблица 4.6 - Расчет затрат на запасные части

Комплектующие изделия и запасные части	Норма резерва	Норма расхода на 10 единиц оборудования	Годовая потребность в запчастях	Стоимость единицы оборудования, руб.	Стоимость всего, тыс.руб.
Трансформаторы силовые
Обмотки НН, шт	19	2	4	139525	558,1
Обмотки ВН, шт	19	2	4	64765	259,1
Проходные изоляторы, шт	19	3	6	13700	82,2
Проходные втулки, шт	19	3	6	6200	37,2
Коммутационная аппаратура
Изоляторы опорные, компл.	59	5	30	2075	62,3
Контакты	59	7	41	350	14,4
Искрогасители	59	4	24	350	8,4
Пружины, компл.	59	6	35	3200	112
Проходные втулки	59	4	24	6200	148,8
Итого:					1282,5

Общие затраты на материалы и запасные части составят:

С_зрм=С_рм+С_з=2095,5 +1282,5=3378 тыс.руб.

4.4 Определение годовых амортизационных отчислений

Для обеспечения непрерывного воспроизводства основных фондов к моменту их ликвидации в результате физического и морального износа необходимо иметь денежные средства, компенсирующие первоначальную стоимость этих фондов. Для получения этих средств к текущим эксплуатационным расходам на протяжении всего срока функционирования основных фондов прибавляются суммы, равные определенной части первоначальной стоимости этих фондов. Эти средства, предназначенные для полной замены физически и морально изношенных основных фондов и частичного восстановления их стоимости в процессе эксплуатации, называются амортизационными отчислениями. Экономическая сущность процесса амортизации основных фондов состоит, следовательно, в том, что по мере износа осуществляется плановое погашение их стоимости путем ее переноса на себестоимость изготовляемой на данном предприятии продукции.

Амортизационные отчисления определяются на основе норм амортизации и балансовой стоимости элементов энергоснабжения. Нормы амортизации с 1 января 1997 года на электрическое оборудование составляют 15%. Расчет сведен в таблицу 4.7

Таблица 4.7 - Расчет амортизационных отчислений

Наименование электрооборуд	Кол-во, шт	Стоимость 1 ед. оборудов, т.руб	Общая стоимость, т.руб	Монтаж (10%), т.руб	Балансовая стоимость, т.руб	Аммортизац отчисления, (15%)т.руб
ГПП-2x10000	1	11000	11000	1100	12100	1815
ТП-2х1600	2	5002,5	10005	1000,5	11005,5	1650,8
ТП-2х630	4	796,2	3184,8	318,5	3503,3	525,5
ТП-2х400	1	345,3	345,3	34,5	379,8	56,9
ТП-1х250	1	276,4	276,4	27,64	304,04	45,6
ТСН-25	2	168,5	337	33,7	370,7	55,6
КЛ-3х50-70мм2	3,98	1,3	5,2	0,5	5,7	0,9
Итого,т. руб						4150,3

4.5 Определение годовых эксплуатационных издержек электрохозяйства

По итогам произведенных расчетов составляется смета годовых эксплуатационных расходов. Сводная элементная смета по энергопредприятию является основной для определения производственной себестоимости. Процентное соотношение между отдельными экономическими элементами в суммарных издержках производства предприятия представляет собой структуру затрат на производство.

Таблица 4.8 - Элементная смета годовых эксплуатационных издержек энергохозяйства предприятия

Статья затрат	тыс.руб/год	Структура %
Общая заработная плата Фобщ	911,9	10,5%
Отчисления на соц.страх Осн	240,7	2,8%
Затраты на ремонтные материалы и запасные части Сзрм	3378	38,9%
Амортизационные отчисления Сам	4150,3	47,8%
Итого	8680,9	100%

В различных отраслях промышленности структура затрат на производство неоднородна и зависит от их технико-экономических особенностей. В этой связи различают фондоемкие, материалоемкие и трудоемкие предприятия. На основании приведенной структуры затрат энергохозяйства заданного предприятия можно сделать вывод что рассматриваемое предприятие является фондоемким.

4.6 Определение годовых затрат на покупную энергию

Расчет затрат на покупную энергию производится по одноставочному и двухставочному тарифам. При этом окончательно принимается наиболее экономически выгодный вариант.

Расчет затрат на покупную энергию по одноставочному тарифу:

Годовое потребление электроэнергии определяется по формуле:

_год=Р_р∙Т_м.а, (4.14)

где            Р_р - активная расчетная мощность;

Т_м.а - годовое число часов использования максимума нагрузки; для моторного завода принимаем 4140 ч;_год=9323,6∙4140= 38599,7 тыс.кВт.ч.

Стоимость потребленной электроэнергии по одноставочному тарифу определяется по формуле:

С_одн=с∙W_год, (4.15)

где            с - ставка тарифа 2,13698 руб/кВт.ч для напряжения 110 кВ;

С_одн = 2,13698·38599,7 = 18377,4 тыс.руб./год.

Расчет затрат на покупную энергию по двухставочному тарифу:

Стоимость потребленной электроэнергии по двуставочному тарифу определяется:

, (4.16)

где        а=634,982 руб/кВт·мес - ставка основной платы за заявленную активную мощность;

в=0,4437 руб/кВт·ч - ставка дополнительной платы за 1 кВт·ч, учтенной счетчиком;

Р_р.м - активная мощность, участвующая в максимуме энергосистемы:

для январь, февраль и ноябрь, декабрь      Р_р.м1= (0,9-0,95) Р_р;

для март, апрель и сентябрь, октябрь                   Р_р.м2= (0,85-0,9) Р_р.м1;

для май, июнь, июль, август                                   Р_р.м3 = (0,75-0,8) Р_р.м1;

Р_р.м = 4·(0,95∙9323,6+0,9·8857,4+0,8·7971,7) = 92825,7 кВт;

С_дв=634,982·92,8+0,4437·38599,7 = 76053 тыс.руб./год.

Окончательно принимается вариант расчета по двуставочному тарифу, как наиболее экономически выгодному.

4.7 Расчет себестоимости электроэнергии

Себестоимость продукции (работ, услуг) представляет собой стоимостную оценку используемых в процессе производства продукции (работ, услуг) природных ресурсов. Сырья, материалов, топлива, энергии, основных фондов, трудовых ресурсов., а также других затрат на ее производство и реализацию. Себестоимости принадлежит важная роль регулятора и измерителя затрат труда и рентабельности производства.

Расчет себестоимости 1 кВт.ч электроэнергии сводится в таблицу 4.9.

Таблица 4.9 - Себестоимость 1кВт×час электроэнергии

Статья расходов	Единица измерения	Количество
1. Годовое потребление активной электроэнергии Wа.год	тыс. кВт.ч	38599,7
2. Стоимость потребляемой эл.энергии	тыс. руб.	76053
3. Годовые эксплуатационные издержки	тыс. руб.	8680,9
4. Всего производственные расходы	тыс. руб.	84733,9
5. Расход электроэнергии на собственные нужды и потери в оборудовании и сетях	тыс. кВт.ч	1930
6. Полезно используемая электроэнергия	тыс. кВт.ч	36669,7
7. Производственная себестоимость потребляемой электроэнергии	руб./кВт.ч	2,31

5.         
Специальная часть

5.1 Применение системы АСКУЭ на предприятии

Цели и задачи коммерческого учета.

Целью коммерческого учета на оптовом рынке является получение Продавцами, Покупателями, Оператором торговой системы и другими заинтересованными участниками оптового рынка достоверной, соответствующей действующим нормативным документам, информации о поставке товарной продукции (электроэнергии, мощности) для организации коммерческих расчетов в соответствии с правилами работы оптового рынка электроэнергии. Данные коммерческого учета могут быть использованы также и для решения технических, технико-экономических и статистических задач, как самого субъекта оптового рынка, так и на всех уровнях иерархии управления энергетическим производством.

Коммерческий учет для определения движения товарной продукции должен быть автоматизированным и охватывать весь объём потребления, передачи и отпуска в натуральном выражении (при не возможности, это должно быть оговорено договором поставки). При этом информация не автоматизированного коммерческого учёта должна заноситься в базу данных АСКУЭ вручную, с периодичностью, определяемой расчетным периодом и договором с Оператором торговой системы. Организация коммерческого учета (в т.ч. АСКУЭ) должна осуществляться, как правило, собственником энергообъекта (энергообъектов) по техническим условиям (ТУ) Оператора торговой системы (для предприятий Минатома России ТУ на АСКУЭ согласовываются с концерном «Росэнергоатом). К АСКУЭ субъекта оптового рынка, по согласованию с их собственником, могут быть предъявлены дополнительные технические требования со стороны органов управления энергетическим производством (в т.ч. органов оперативно-диспетчерского управления) по объему и периодичности передаваемой информации. В этом случае реализация данных технических требований (сверх требований организации коммерческого учета на оптовом рынке) должна производиться за счет средств органов предъявляющих эти требования.

Оснащение средствами коммерческого учета оптового рынка энергообъектов, независимо от их формы собственности и балансовой принадлежности, должно осуществляться на всех границах их балансовой принадлежности с энергообъектами других собственников. Центры сбора информации АСКУЭ сетей РАО "ЕЭС России" устанавливаются в соответствующих региональных подразделениях этих сетей (МЭС). Оператор торговой системы имеет право проводить выборочные проверки параметров качества электроэнергии в зонах поставки на соответствие ГОСТу 13109-97.

Расположение технических средств коммерческого учета на оптовом рынке.

Схема расстановки технических средств коммерческого учета определяется проектом АСКУЭ и находит отражения в договорах. Порядок обмена коммерческой информацией на оптовом рынке определяются договорными отношениями между субъектами рынка и оператора торговой системы. Системы коммерческого учета (в т.ч. АСКУЭ) субъектов рынка должны создаваться таким образом, чтобы сечение поставки и сечение учета для них совпадали, а на каждую зону поставки приходилось две зоны учета по обе стороны от зоны поставки. Данное требование необходимо реализовать в целях резервирования средств коммерческого учета, контроля достоверности информации и возможности расчетного определения потерь электроэнергии (мощности) в элементах сети. Сечения поставки и учета могут не совпадать, а субъект оптового рынка может иметь только одну зону учета, что отражается в договоре поставки с Оператором торговой системы оптового рынка.

При расчетах субъекта рынка по двухставочному тарифу временно, до ввода в эксплуатацию АСКУЭ, допускается использование информации о фактических среднечасовых значениях мощности в контрольные часы суток на основе телеизмерений мощности из ОИК, но не более 6-и месяцев, что должно определятся в договорах поставки по согласованию с Оператором торговой системы. В целях достоверизации показаний приборов учета на элементах сети, входящих в сечение поставки, на остальных присоединениях системы шин (секции), от которой отходят данные элементы сети, должны устанавливаться измерительные комплексы средств технического учета для составления баланса по системе шин (секции) не реже одного раза в месяц. С целью контроля достоверности коммерческого учёта на энергообъектах субъектов оптового рынка должно проводится периодическое измерение небаланса электроэнергии и мощности (по системам шин или ВЛ в соответствии с договором). По согласованию между Оператором торговой системы и субъектом оптового рынка допускается устанавливать в зоне поставки стационарные технические средства контроля качества электроэнергии.

Создание и ввод в промышленную эксплуатацию АСКУЭ субъектов оптового рынка.

Порядок создания АСКУЭ. Координатором работ по созданию АСКУЭ субъектов оптового рынка является Оператор торговой системы. Субъект оптового рынка (кандидат) обращается с письменным запросом к оператору торговой системы о выдаче технических условий (ТУ) на создание (модернизацию) АСКУЭ. Оператор торговой системы в течение 2-х дней после получения запроса направляет опросный лист, на который субъект оптового рынка должен подготовить ответ и представить необходимую документацию. Оператор торговой системы обязан в течение 10-и дней выдать ТУ на создание АСКУЭ, дать мотивированный отказ или запросить дополнительную информацию. На основании ТУ, субъект оптового рынка (кандидат) должен разработать техническое задание (ТЗ) на проектирование АСКУЭ. ТЗ должно быть согласовано со всеми заинтересованными сторонами и содержать план-график выполнения этапов работ по созданию и внедрению АСКУЭ.

На стадии проектирования должны быть: - уточнены границы эксплуатационной ответственности; - выбраны места размещения точек коммерческого учёта; - выбраны технические средства; - определены места сбора и обработки первичной информации; - проработаны вопросы организации системы передачи информации на уровне субъекта оптового рынка; - проработаны вопросы организации основных и резервных каналов связи от субъекта оптового рынка к смежным уровням и к центру сбора и обработки данных АСКУЭ оптового рынка (Оператору торговой системы); - решены вопросы защиты от несанкционированного доступа, как к техническим средствам, так и к программно - информационному обеспечению; - проработаны вопросы автоматической диагностики работоспособности АСКУЭ; - определены выходные формы предоставления информации для пользователей; - решены вопросы синхронизации работы технических средств и привязки их к системе единого астрономического времени.

Проект должен быть согласован с заинтересованными сторонами и утверждён Оператором торговой системы. В период выполнения монтажных работ особое внимание должно быть уделено проведению ревизии средств коммерческого учёта (измерительных цепей, измерительных трансформаторов тока и напряжения, электросчётчиков) и защиты от несанкционированного доступа (Постановление Правительства РФ№1619 от 27.12.97г.). Пуско-наладка АСКУЭ должна завершаться опытной эксплуатацией в полном объёме, с передачей информации на смежные уровни и в центр сбора и обработки информации АСКУЭ оптового рынка. На этапе опытной эксплуатации должна быть проведена поверка измерительных каналов с целью определения метрологических характеристик в соответствии с действующими нормативно - техническими документами Госстандарта РФ. Опытная эксплуатация завершается составлением соответствующего Акта. Срок проведения опытной эксплуатации от 1-о до 3-х месяцев.

Ввод в промышленную эксплуатацию.

На основании Акта о завершении опытной эксплуатации субъект оптового рынка обращается к Оператору торговой системы с письмом о готовности АСКУЭ к сдаче в промышленную эксплуатацию. Оператор торговой системы в течение 5-и дней должен направить своих представителей для пломбирования, установки паролей и запуска АСКУЭ субъекта оптового рынка в опытно-промышленную эксплуатацию сроком на один календарный месяц. При выявлении сбоев или отказов в процессе опытно - промышленной эксплуатации АСКУЭ, субъект оптового рынка принимает меры к их устранению и сообщает Оператору торговой системы о готовности к повторному запуску АСКУЭ в опытно - промышленную эксплуатацию. При успешном завершении опытно - промышленной эксплуатации, Оператор торговой системы формирует комиссию и программу приёмки АСКУЭ субъекта оптового рынка в промышленную эксплуатацию.

Комиссия должна: - подтвердить соответствие выполнения АСКУЭ утверждённому проекту, - произвести проверку наличия необходимой документации и соответствующих свидетельств органов Госстандарта РФ. - произвести анализ результатов опытной и опытно - промышленной эксплуатации. - произвести проверку наличия и сохранности установленных пломб и паролей в АСКУЭ. При отсутствии замечаний комиссия должна принять решение о запуске АСКУЭ субъекта оптового рынка в промышленную эксплуатацию. Акт комиссии должен подтверждать техническую, метрологическую и организационную готовность использования АСКУЭ для коммерческих расчётов на оптовом рынке.

Особенности построения АСКУЭ субъекта оптового рынка.

Создание АСКУЭ субъектов оптового рынка осуществляется на основании специально разрабатываемых индивидуальных (нетиповых) проектов, при этом необходимо стремиться к тому, чтобы как можно большая часть функций в АСКУЭ выполнялась автоматически (без участия человека).

На оптовом рынке присутствуют три группы субъектов: - Энергоснабжающие и сетевые организации; - Электростанции; - Потребители. Особенностью АСКУЭ Энергоснабжающей организации, является, прежде всего, наличие удалённых контролируемых энергообъектов (от десятков до нескольких сотен километров), а так же разнообразием схем сетей на границах со смежными субъектами оптового рынка.

Архитектура АСКУЭ Энергоснабжающей организации, как правило, должна строиться в соответствии с существующей структурой оперативно-диспетчерского управления Энергоснабжающей организации.

На энергообъектах (п/с) имеющих связи со смежными субъектами оптового рынка устанавливаются устройства сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающие автоматический сбор информации по цифровому интерфейсу от интеллектуальных статических электросчётчиков коммерческого учёта, обработку и передачу данных на сервер в центр сбора и обработки данных Энергоснабжающей организации. На электростанциях субъектах оптового рынка, как правило, АСКУЭ должна обеспечивать, помимо коммерческих расчётов по отходящим линиям и присоединениям абонентов по прямым фидерам, расчёт баланса электроэнергии по электростанции.

Информация от коммерческих электросчётчиков должна собираться отдельно от технического учёта, на разные УСПД и далее передаваться на сервер сбора и обработки данных АСКУЭ Электростанции (в соответствии с РД34.09.101-94).

Для потребителей субъектов оптового рынка АСКУЭ должна строится только по принципу автоматической системы.

Вся информация от коммерческих электросчётчиков (включая субабонентов) должна собираться и обрабатываться в УСПД. Информация в центр сбора и обработки данных АСКУЭ ФОРЭМ должна поступать непосредственно из УСПД (при каскадном включении УСПД из центрального УСПД) потребителя субъекта оптового рынка. УСПД должно обеспечивать передачу информации о электропотреблении субабонентов к поставщику электроэнергии субабонентам.

5.2 Автоматизация учета водопотребления и водоотведения на предприятии

Предприятие оборудовано приборами для измерения основных технологических параметров водоотведения (ультразвуковыми расходомерами «ВЗЛЕТ РС» исп. УРСВ-010М на напорном трубопроводе каждого НА, датчиками уровня в приемном коллекторе и приемных резервуарах). Работает под управлением систем локальной автоматики на базе релейно-контактных схем при постоянном присутствии оперативного персонала.

Комплекс программно-аппаратных средств построен как классическая двухуровневая централизованная система. На нижнем уровне системы обеспечивается сбор и передача данных с измерительных приборов (расходомеров, уровнемеров и датчиков положения) и коммутационной аппаратуры (реле-повторителей вакуумных выключателей насосных агрегатов) на основе интерфейса последовательной передачи данных RS-485 с использованием модулей ввода для распределенных систем I-7017C (ICP DAS) (для уровнемеров и датчиков положения) и I-7041 (для сигналов «агрегат - включен/выключен»).

Для сбора архивных данных с расходомеров используется программный продукт «Взлет СП». Для отображения текущего состояния технологического оборудования и основных технологических параметров водоотведения (расходы, уровни) используется SCADA система Master SCADA. Информация о текущих значениях расходов поступает в Master SCADA через OPC-сервер, входящий в состав программного комплекса «Взлет СП». Информация с модулей распределенного ввода/вывода поступает в Master SCADA через OPC-сервер NAPOPC Server. В SCADA системе предусматривается сигнализация выхода из строя модулей ввода/вывода, датчиков и нештатных ситуаций расходомеров.

Заключение

В данном дипломном проекте была разработана система электроснабжения моторного завода.

Изначально произведен расчет нагрузок по заводу и отдельно кузнечно-механическому цеху. Исходя из данного расчета, был произведен расчет и выбор трансформаторов цеховых подстанций, расчет необходимости установки компенсирующих устройств. После данных расчетов была уточнена расчетная мощность, потребляемая заводом, детально разработана схема внешнего и внутреннего электроснабжения завода. Для обеспечения, которого была спроектирована ГПП, для которой был произведен выбор числа и мощности (так же и тип) трансформаторов, выбор оборудования, марка и сечение кабелей, питающих потребителей от ГПП.

В общем виде описаны защиты, применяемые на ГПП, и более детально разработана и рассчитана релейная защита линии к трансформаторной подстанции.

Итоговые результаты расчетов представлены в виде таблиц, что дает возможность легко читать и четче видеть методику и обоснование принятых в проекте решений.

В охране труда и окружающей среды описаны и рассчитаны: заземляющее устройство ГПП и защита ГПП от прямых ударов молнии, описаны факторы влияющие на поражение электрическим током, требования в области охраны окружающей среды при обращении с отходами производства и потребления и мероприятия по очистке трансформаторного масла.

В экономической части описана система планового предупредительного ремонта предприятия и составлена смета затрат на электроснабжение и поддержание его на должном уровне.

В специальной части описано применение системы АСКУЭ и автоматизация учета водопотребления и водоотведения на заводе.

Список литературы

1. Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: Справочник: Учебное пособие. / Г.Н. Опалева - М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2006.-480 с.

2. Бурдочкин Ю.С. Системы электроснабжения: Учебное пособие по курсовому проектированию для студентов специальности 140211 всех форм обучения. РИИ. / Рубцовск: РИО, 2006- 62с.

. Бурдочкин Ю.С., Парфенова Н.А. Основы электрического освещения: Методическое пособие для студентов специальности 10.04.00 всех форм обучения / РИИ. - Рубцовск: РИО, 2002 -123с.

4. Бурдочкин Ю.С., Парфенова Н.А. Электрическое освещение: Справочные материалы к курсовому и дипломному проектированию для студентов специальности 10.04.00 всех форм обучения / РИИ. - Рубцовск: РИО, 2002-28c.

5. Парфенова Н.А. Электроэнергетика: Основы электроснабжения. Перенапряжения в электроэнергетических системах и защита от них: Учебное пособие для студентов специальности 100400 "Электроснабжение" всех форм обучения/ Рубцовский индустриальный институт - Рубцовск: РИО, 2004. -133 с

. Дьяков А.Ф., Овчареико Н.И. Микропроцессорная релейная защита и автоматика электроэнергетических систем: Учебное пособие для студентов вузов. - М.: Издательство МЭИ, 2000.199 с, ил.

7. Кудрин Б.И Электроснабжение промышленных предприятий: учебник для высших учебных заведений / Б.И. Кудрин - М.: Интермент Инжиниринг 2006. 672с.

8. Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для вузов/ Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова. - М.: АКАДЕМА, 2004. - 448 с.

9. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. - СПб.: Издательство ДЕАН, 2001 г.

10. Справочник по проектированию электроснабжения / Под редакцией Ю.Г .Барыбина и др. - Москва: Энергоатомиздат, 1990.