Расчет потерь в трансформаторах. Активные потери мощности в трансформаторах ∆Р_тр, кВт, определяются по формуле [4]:

 (5.5)

где n - число трансформаторов; Р _хх - потери холостого хода в трансформаторе, кВт; Р _кз - потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт; S_м - полная нагрузка ТП, кВА; S_мт - номинальная мощность трансформатора, кВА.

Реактивные потери мощности в трансформаторах ∆Q_тр, квар, определяются по формуле [4]:

 (5.6)

где n - число трансформаторов; I _хх - ток холостого хода, А; U _кз - напряжение короткого замыкания, %.

Проводим расчёт потерь мощности в трансформаторе ТП 1:

Расчет потерь в трансформаторах ГПП произведен с учетом потерь в трансформаторах ТП.

Расчет для остальных ТП произведен аналогично. Результаты расчета сведены в таблицу А.3 приложение А.

6. Выбор схемы и конструктивного исполнения распределительной сети

Распределительная сеть выполняется кабельными линиями, кабелем из сшитого полиэтилена на напряжение 10 кВ и поливинилхлорида на напряжение 0,4 кВ.

Прокладка кабельных линий производится по эстакаде, так как такой вид канализации обеспечивает хорошую защиту кабеля от механических повреждений, от воздействия агрессивных составляющих грунта, облегчает быстрый ремонт.

Для дальнейшего рассмотрения принимаются два варианта сети (рисунок 6.1 и 6.2).

Рисунок 6.1 - Вариант №1 распределительной сети (радиальная)

Рисунок 6.2 - Вариант №2 распределительной сети (радиально-магистральная)

Сечение высоковольтных кабелей выбирается по экономической плотности тока.

Для кабельных линий, прокладываемых по трассам, проходящим в различных грунтах и условиях окружающей среды, выбор конструкций и сечений кабелей следует производить по участку с наиболее тяжелыми условиями.

Расчет сети варианта №1:

1)      Расчетный ток определяется по формуле:

, (6.1)

где S_р - расчётная нагрузка линии с учетом потерь, кВА; U_n - фазное напряжение сети, кВ; n - число кабелей в линии.

2)      Сечение жил определяются по экономической плотности тока:

, (6.2)

где  - экономическая плотность тока, А/мм².

Для предприятий металлургической промышленности Тм=5000 часов [9].

Для кабелей с резиновой и пластмассовой изоляцией с медными жилами при Тм=5000 часов =2,5 А/мм² [4].

Произведем расчёт кабеля для участка ГПП-ТП 1. Питание осуществляется по двум кабелям:

,

.

Принимаем кабель марки N2XSEY сечением кабеля 3×50 мм² с I_{дл. доп}=213 А (фирма SIVAX).

3)      Проверка по нагреву длительно допустимым током в аварийном режиме производится в соответствии с условием:

 (6.3)

где I_доп - длительно допустимый ток кабеля, А; I_ав - максимальный ток аварийного режима, А.

 (6.4), , (6.5)

где К_сн - коэффициент снижение токовой нагрузки при групповой однослойной или многослойной прокладке кабеля и при их прокладке с расстоянием между ними в свету 100 мм [9]; К_ср - коэффициент, учитывающий температуру среды, отличную от расчётной [9].

,

,

.

Условие проверки выполняется. Следовательно, сечение кабеля выбрано правильно.

Расчет остальных участков сведен в таблицу А.4, А.5 приложение А.

) При выборе сечения кабеля, линия проверяется по допустимой потери напряжения ∆U_доп только если фактическая длина линии L больше её предельной длины L_пред. Ввиду незначительного расстояния между подстанциями проверка линии по допустимой потере напряжения ∆U_доп не проводиться.

Потери мощности в кабельных линиях определяются по формуле:

 (6.6)

где S_i - полная мощность участка, кВА; U_н - номинальное напряжение сети, кВ; R_i - активное сопротивление участка кабельной линии, Ом.

Активное сопротивление участка кабельной линии определяется:

, (6.7)

где r - удельное сопротивление провода, Ом/км; l_oi - длина участка, км.

Определяются потери мощности на участке ГПП-ТП 1:

,

Расчет потерь мощности в кабельных линиях для других участков варианта №1 и варианта №2 производится аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице А.6, А.7 приложение А.

7. Технико-экономическое обоснование вариантов схем электроснабжения

7.1 Единовременные капитальные вложения

Сравнительная экономическая эффективность капитальных вложений используется при сопоставлении вариантов хозяйственных или технических решений.

Сравнение вариантов технических решений возможно при соблюдении следующих требований к расчетам:

)        в одинаковых ценах,

2)      по переменным затратам, т.е. стоимость одинаковых элементов

)        электроснабжения в сравниваемых вариантах может не участвовать,

)        варианты расчетов должны обеспечивать одинаковый производственный результат,

)        необходимо учесть меру влияния на затраты всех возможных факторов.

7.1.1 Капитальные вложения на строительство кабельных линий. Капитальные затраты на кабельные линии определяются по формуле:

, (7.2)

где

К_кл - капитальные затраты на строительство кабельных линий, которые определяются согласно смете затрат, руб.; S_каб - стоимость кабеля, руб/км; L_каб - длина кабеля, км; К_п - поправочный коэффициент, учитывающий территориально-климатические особенности региона; S_м - стоимость одной концевой кабельной муфты, руб.; N_м - количество концевых кабельных муфт, шт.; S_нак - стоимость одного кабельного наконечника, руб.; N_нак - количество кабельных наконечников, шт.; S_кан - стоимость одного кабельного канала, руб.; N_кан - количество кабельного канала, шт.; ∑К_{м кл -} капитальные затраты на монтажные работы по сооружению кабельных линий, руб.

Капитальные затраты на кабельные линии для варианта 1 (таблица А.8 и А.10 приложение А):

Капитальные затраты на кабельные линии для варианта 2 (таблица А.9 и А.11 приложение А):

7.1.2 Капитальные вложения на строительство подстанций. Капитальные затраты на подстанций определяются по формуле:

, (7.3)

где

К_тп - капитальные затраты на строительство трансформаторных подстанций, которые определяются согласно смете затрат, руб.; К_ктп - стоимость комплектной трансформаторной подстанции, руб.; N_ктп - количество комплектных трансформаторных подстанций, шт.; К_{тр -} стоимость силового трансформатора, руб.; N_тр - количество силовых трансформаторов, шт.; К_яч - стоимость ячейки, руб.; N_{яч -} количество ячеек, шт.; ∑К_{м тп -} капитальные затраты на монтажные работы по сооружению КТП, руб; ∑К_КУ - стоимость конденсаторных установок.

Капитальные затраты на сооружение трансформаторных подстанций определяются (таблица А.12 и А.13 приложение А):

7.1.3 Суммарные капитальные вложения по вариантам. Капиталовложения при проектировании электрической сети определяются:

 (7.4)

Капитальные затраты на сооружение электрической сети вариант I определяются:

Капитальные затраты на сооружение электрической сети вариант II определяются:

7.2 Расчет стоимости потерь электроэнергии

Стоимость потерь электрической энергии определяется исходя из действующих тарифов (Z) и потерь электроэнергии по формуле:

; (7.5)

где Z_э - действующие тарифы, тыс. руб., ΔW - годовые потери электроэнергии в кВт. ·ч., определяемые по соответствующим формулам в зависимости от вида электрических установок.

Годовые потери электроэнергии определяются по формуле:

, (7.6)

где  - годовое время максимальных потерь, час;  - потери активной мощности в сети, кВт.

Годовое время максимальных потерь определяется по формуле:

 (7.7)

где

 - число часов использования максимальных нагрузок, час.

.

В целях более полного использования потребителем заявленной мощности применяется двухставочный тариф. Двухставочный тариф составляет 2,55 руб/кВт.

Потери мощности в трансформаторах и кабельных линиях рассчитываются ранее:

, (7.8)

где , - соответственно, потери мощности в кабельных линиях и трансформаторах, кВт.

Вариант 1

,

,

Вариант 2

,

Из технико-экономического сравнения наиболее рациональным является выбор второго варианта схемы электроснабжения, так как разница в капитальных вложениях двух вариантов сооружения электрической сети составляет 319419 руб. Разница в электрических потерях составляет 4958 руб. в год.

8. Расчет токов короткого замыкания

Вычисление токов короткого замыкания необходимо для:

)        выбора аппаратов, шин, изоляторов и проверки их работы при коротком замыкании.

2)      выбора устройств ограничения токов короткого замыкания.

)        проектирования релейной защиты и ее настройки.

)        проектирования и расчета защитных заземлений.

В практических расчетах токов короткого замыкания существуют следующие допущения:

.        Считается, что трехфазная система симметрична.

2.       Не учитываются переходные сопротивления в точке короткого замыкания, то есть короткое замыкание считается глухим.

.        Принимается, что в течение всего процесса короткого замыкания ЭДС всех генераторов системы совпадает по фазе.

.        Не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянные, не зависящие от тока, индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи.

.        Намагничивающими токами силовых трансформаторов пренебрегают.

.        Не учитываются емкости всех элементов цепи.

Расчет токов короткого замыкания проведен для нескольких точек (рисунок 8.1):

)        точка К-1 за выключателем на высшей стороне ГПП;

2)      точка К-2 на шинах ГПП;

)        точка К-3 за выключателем на высшей стороне ТП;

)        точка К-4 на шинах ТП;

Принимаем следующие базисные условия: базисная мощность S_б=6,3 МВА; базисное напряжение U_б1=115 кВ.

Тогда базисное напряжение (кВ) остальных ступеней можно определить по выражению, кВ:

, (8.1)

Базисные напряжения:

,

.

Рис. 8.1 - Точки определения тока короткого замыкания в сети

Базисный ток на трех ступенях напряжения определяется по выражению, кА:

. (8.2)

Базисные токи:

,

,

.

Расчет в относительных единицах при базисных условиях сопротивлений элементов системы электроснабжения.

Сопротивления воздушной линии 110 кВ:

, (8.3)

. (8.4)

где r₀=0,422 Ом/км, x₀=0,432 Ом/км - сопротивления 1 км длины воздушной линии АС-70 по [4]; l - длина воздушной линии, км.

Сопротивление трансформатора ГПП:

 (8.5), . (8.6)

,

Сопротивление кабеля от ГПП до ТП 1:

, (8.7)

. (8.8)

где R_К, Х_К - активное и индуктивное сопротивление кабельной линии, Ом.

,

Сопротивление трансформатора ТП:

 (8.9)

. (8.10)

Расчет К.З. в точке К-1

Сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания:

, (8.11)

 (8.12)

где  - индуктивное сопротивление энергосистемы (при S_КЗ=1500 МВА).

,

Полное сопротивление до точки КЗ:

 (8.13), .

Ток К. З.:

, (8.14)

где  - ЭДС энергосистемы.

Определим ударный ток КЗ в точке К-1.

Ударный коэффициент:

, (8.15)

где , тогда

Ударный ток КЗ, кА:

 (8.16)

Расчет К.З. в точке К-2

Сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания:

, (8.17),  (8.18)

Полное сопротивление до точки КЗ:

 Ток К. З.:

Определим ударный ток КЗ в точке К-3.

Ударный коэффициент:

, тогда .

Ударный ток КЗ, кА:

Расчет КЗ в точке К-3.

Для точки К-3 пример расчета рассмотрен для линии ГПП-ТП 1.

Сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания:

, (8.19),  (8.20)

Полное сопротивление до точки КЗ:

Ток КЗ.:

Определим ударный ток КЗ в точке К-3.

, тогда

Ударный ток КЗ, кА:

Для точки К-4 пример расчета рассмотрен для линии ГПП-ТП 1.

Сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания:

, (8.21)

 (8.22)

Полное сопротивление до точки КЗ:

Ток КЗ:

Определим ударный ток КЗ в точке К-4.

Ударный коэффициент:

, тогда

Ударный ток КЗ, кА:

Расчет для остальных подстанций аналогичен. Результаты расчета сведены в таблицу А.14 приложение А.

Для проверки проводников на термическую стойкость при коротком замыкании пользуются понятием теплового импульса B_k, характеризующего количество теплоты, выделившейся в проводнике (иногда его называют импульсом квадратичного тока короткого замыкания).

, (8.23)

где I_пτ - значение периодической составляющей тока короткого замыкания при t = τ; τ - расчетное время; T_a - постоянная времени цепи короткого замыкания. Расчетное время определяется [3]:

, (8.24)

где t_рс - время срабатывания релейной защиты (не более 0,1 с); t_св - собственное время отключения выключателя (по каталогу), для современных выключателей оно не превышает 0,1 с; n - количество ступеней селективности;  - продолжительность ступени селективности.

.

Определяем величину теплового импульса B_k:

Для ячейки ввода:

.

Для ячейки секционирования:

.

Для ячейки отходящих линий:

.

Расчет для остальных подстанций аналогичен. Результаты расчета сведены в таблицу А.14 приложение А.

9. Выбор и проверка оборудования и токоведущих частей на главной понизительной и цеховой подстанции

9.1 Открытое распределительное устройство 110 кВ

9.1.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатели выше 1000В, предназначенные для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах, а также работы в циклах АПВ в сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц.

Выключатели выбираются по:

) назначению и роду установки;

) по конструктивному исполнению;

) по номинальному напряжению установки:

,

где  - номинальное напряжение установки, кВ.

) по длительному току:

,

где  - расчетный ток, выбирается из наиболее неблагоприятного эксплуатационного режима, А;

) по отключающей способности:

,

где  - предельный сквозной ток (действующее значение периодической составляющей), кА.

Выключатели необходимо проверять на:

) электродинамическую стойкость:

,

где  - номинальный ток электродинамической стойкости выключателя (амплитудное значение предельного полного тока), кА.

) термическую стойкость:

,

где  - тепловой импульс тока короткого замыкания по расчету, кА²·с;  - предельный ток термической стойкости по каталогу, кА;  - длительность протекания этого тока, с.

Выбирается элегазовый выключатель: ВГТ-110-40/3150 У1 [5].

Выбор разъединителей производится: по напряжению установки, по току, по конструкции и роду установки. Их проверяют по электродинамической и термической стойкости. Выбирается разъединитель: РПД-110. Результаты проверки указанных аппаратов сведены в таблицу 9.1.

Таблица 9.1 Таблица по выбору высоковольтных аппаратов

Выбранные аппараты по условиям проверки проходят.

9.1.2 Выбор аппаратов в нейтрали трансформаторов

В установках 110 кВ в нейтрали трансформатора предусматривается заземлитель нейтрали ЗОН - 110М - УХЛ1 [9] и ограничитель перенапряжений для нейтралей трансформаторов, типа ОПНН-П-110УХЛ1 [9] предназначенный для защиты нейтрали от коммутационных и атмосферных перенапряжений с полимерной изоляцией.

Таблица 9.2

Данные заземлителя ЗОН

Таблица 9.3

Характеристики ограничителей перенапряжения

9.1.3 Выбор трансформаторов тока

Принимается элегазовый трансформатор тока: ТРГ-110.

Таблица 9.4

Выбор трансформаторов тока

Выбранные трансформаторы тока по условиям проверки проходят.

9.1.4 Выбор ограничителей перенапряжения

ОПН предназначены для защиты электрооборудования и изоляции от атмосферных и внутренних перенапряжений. В сетях, работающих с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостного тока замыкания на землю. Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение ОПН (U_нр) выбирается не меньшим, чем рабочее напряжение электрооборудования для данного класса напряжения.

Таблица 9.5

Характеристики ограничителей перенапряжения

9.2 Закрытое распределительное устройство 10 кВ

9.2.1 Выбор типа и конструкции РУ 10 кВ.

Таблица 9.6

Основные технические данные КРУ серии СЭЩ-61М

9.2.2 Выбор и проверка шинного моста

Шинный мост - это соединение трансформатора с распределительным устройством низкого напряжения (РУ НН). Шинный мост выбирается по экономической плотности тока.

, (9.1)

где

U_нн - напряжение на низкой стороне, кВ,

,

, (9.2), .

По [9] принимаются медные шины прямоугольного сечения марки ШМТВ мм, А, ,  см².

Выбранные шины проверяют по длительно-допустимому току:

, (9.3)

,

.

Выбранные шины проходят по длительно допустимому току.

Проверка на электродинамическую стойкость:

Проверка шинного моста на изгиб.

При механическом расчете однополосных шин наибольшая сила (F), Н, действующая на шину средней фазы (при расположении шин в одной плоскости), определяется при трехфазном коротком замыкании по формуле:

 (9.4)

где i_уд - ударный ток при трехфазном коротком замыкании, кА, l - длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции, м; (рекомендуется l = 1 - 1,5 м), а - расстояние между фазами, м; (рекомендуется а = 0,6 - 0,8 м).

,

Сила F создает изгибающий момент (М), при расчете которого шина рассматривается как многопролетная балка, свободно лежащая на опорах.

, (9.5),

,

Напряжение в материале шин σ_расч, (МПа), возникающее при воздействии изгибающего момента:

, (9.6)

где W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы, см³.

, (9.7)

,

,

Шины механически прочны если выполняется условие:

, (9.8)

где  - предел прочности на разрыв материала шин, МПа (для медных шин =250 МПа) [8]. .

Условие проверки на электродинамическую стойкость выполняется.

Проверка по термической стойкости.

Минимальное сечение, отвечающее термической стойкости:

, (9.9)

где  - тепловой импульс, кА²·с; с - постоянная для медных шин с=140,

.

 (9.10)

.

Условие проверки на термическую стойкость выполняется.

9.2.3 Проверка кабельных линий на термическую стойкость

Для проверки проводников на термическую стойкость при коротком замыкании пользуются понятием теплового импульса B_k, характеризующего количество теплоты, выделившейся в проводнике (иногда его называют импульсом квадратичного тока короткого замыкания).

Минимальное допустимое сечение кабеля:

, (9.11)

где  - минимальное сечение кабеля по термической стойкости, мм²;  - температурный коэффициент, = 140 [8];  - тепловой импульс тока КЗ. Рассмотрим проверку кабельной линии от ГПП до ТП 1:

.

Так как , следовательно, ранее выбранное сечение кабеля условиям термической стойкости удовлетворяет.

Проверка на термическую стойкость остальных кабельных линий производится аналогично. Результаты проверки сведены в таблицу 9.7.

Таблица 9.7

Проверка кабельных линий на термическую стойкость

9.2.4 Выбор выключателей 10 Кв

Выбор вакуумных выключателей производится аналогично выбору выключателей со стороны ВН.

Определим токи для ячейки ввода, секционной ячейки и ячейки отходящих линий: для ячейки ввода:

, (9.12)

Для ячейки секционирования:

, (9.13)

Для ячейки отходящих линий:

, (9.14)

где S_ном - номинальная мощность трансформатора, кВА: К₂ - коэффициент аварийной перегрузки, S_max - максимальная мощность потребителей на подстанции, кВА;

Для ячейки ввода: .

Для ячейки секционирования: .

Для ячейки отходящих линий: .

Результаты проверки выключателей сведены в таблицу 9.8.

Таблица 9.8

Проверка выключателей

Условие проверки выключателей выполняется.

9.2.5 Выбор трансформаторов собственных нужд

На подстанции мощность на собственные нужды расходуется на освещение подстанции, на вентиляцию, подогрев масла трансформатора и выключателей в зимний период времени; летом - на принудительную вентиляцию и обдув масла; на обогрев привода шкафов и ячеек ЗРУ. Питание ТСН подстанции выбираем на переменном оперативном токе. В таком случае ТСН подключается непосредственно к обмоткам низшего напряжения главных трансформаторов. Мощность, расходуемая на собственные нужды подстанции, вносим в таблицу 9.9.

Таблица 9.9

Мощность собственных нужд подстанции

, (9.15)

где  коэффициент спроса (принимается 0,7-0,8).

.

Принимается два трансформатора: ТСКС-145/10/0,4 [10].

9.2.6 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока

Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле (5 А, реже 1 А), а также для отделения цепей управления и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Ячейка ввода: максимальный расчетный ток ячейки ввода I_расч = 473,26 А. Выбирается ТТ: ТОЛ - 10-600/5 с двумя вторичными обмотками для измерительных приборов и релейной защиты. Номинальная нагрузка такого трансформатора тока в классе точности 0,2 составляет S₂ = 10 ВА (z₂ = 0,4 Oм). Ток электродинамической устойчивости I_дин = 100 кА, ток термической устойчивости I_тер = 40 кА, t = 1 с.

Выбранный ТТ проверяется на электродинамическую устойчивость:

, (9.16)

где I_lн - номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока, А; I_lн = 1500 А; К_дин - коэффициент динамической устойчивости. К_дин = 66,7.

.

Термическая устойчивость:

 (9.17), .

Для ячейки секционирования, ячейки отходящих линий расчет аналогичен, сводится в таблицу 9.10.

Таблица 9.10

Выбор и проверка трансформаторов тока

Динамическая устойчивость           i_уд ≤ *k_дин*I_1нi_удв =7,784 кА_удс =7,784 кА

9.2.7 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения

ТН предназначены для понижения ВН до стандартного значения 100В или 100/В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей ВН.

Количество отходящих линий - 10. В соответствии с выбранной схемой электрических соединений подстанции размещают необходимые приборы.

Измерительные приборы, их количество, технические данные для удобства расчета вносятся в таблицу 9.11. Расчет ведется для наиболее загруженной секции шин.

На каждой секции шин будет присоединено n отходящих линий:

= 10/2 = 5.

На каждой секции шин устанавливается по 5 ячеек.

Вторичная нагрузка ТН приводится в таблице 9.11.

.

Выбирается ТН типа НАМИ-10-95 УХЛ2 мощностью 200кВА._2н = 200 ВА при классе точности 0,5 [10].

Таблица 9.11

Данные расчета и выбора ТН

Следовательно, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности.

9.3 Выбор оборудования трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ

Технические характеристики выбранных комплектных трансформаторных подстанций приведены в таблице 9.12.

Произведем показательный выбор оборудования ТП 1 с трансформаторами мощностью ТМГ 1600/10.

Для комплектных трансформаторных подстанций РУВН, ошиновка вода, сборные шины РУНН и вводной автоматический выключатель выполняется на ток, равный номинальному току силового трансформатора с коэффициентом  в соответствии с ГОСТ 14695-80.

Таблица 10.12

Технические характеристики КТП промышленного типа

Выбираются шины со стороны 0,4 кВ и вводной автоматический выключатель. Определяется максимальный рабочий ток шин I _{раб mах} по формуле:

Принимаем шины ШМТВ 2× (50×6) с I _{дл. доп} = 3400 А.

Характеристики выбранных автоматических выключателей сведены в таблицу 9.13.

Таблица 9.13

Технические характеристики шкафов РУНН, тип и номинальный ток выключателя

10. Релейная защита и автоматика

10.1 Объем релейной защиты трансформатора согласно ПУЭ

Согласно ПУЭ, для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

)        многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

2)      однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах;

)        витковых замыканий в обмотках;

)        токов в обмотках, обусловленных КЗ;

)        токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

)        понижения уровня масла;

)        частичного пробоя изоляции вводов 500 кВ;

8)      однофазных замыканий на землю в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности.

В качестве объекта для расчета уставок релейной защиты выбран трансформатор подстанций ТП 1 мощностью ТМГ 1600 кВА. Для указанного трансформатора будут рассчитаны следующие уставки защиты: токовая отсечка, максимальная токовая защита, защита от замыканий на землю.

В настоящее время выпускаются и находятся в эксплуатации устройства защиты элементов электроэнергетических систем, выполненные на электромеханической, микроэлектронной и микропроцессорной элементной базе.

Электромеханические устройства релейной защиты (РЗ) морально устарели, однако в эксплуатации, в силу ряда причин, все еще составляют большинство.

Вместе с тем следует отметить, что с учетом современной практики в области релейной защиты промышленно развитых стран, характеризующейся преимущественным использованием микропроцессорных (МП) терминалов, микроэлектронные устройства РЗ также можно считать морально устаревшими. Их использование представляется целесообразным для отдельных элементов энергосистемы при замене электромеханических устройств защиты, исчерпавших свой физический ресурс.

Учитывая вышеизложенные факторы для защиты цехового трансформатора принимаем СИРИУС-В фирмы ЗАО "Радиус автоматика".

10.2 Максимальная токовая защита и токовая отсечка понижающего трансформатора 10/0,4 кВ

1) Первая ступень МТЗ. Первая ступень МТЗ используется в качестве токовой отсечки от междуфазных КЗ, в зону действия токовой отсечки входят выводы обмотки 10,5 кВ, часть первичных обмоток трансформатора, а также кабель, соединяющий трансформатор с выключателем на стороне 10,5кВ [1].

Уставка срабатывания реле выбирается больше значения тока трехфазного КЗ на стороне 10,5 кВ. Защита не должна срабатывать при включении трансформатора от броска намагничивающего тока.

, (10.1)

где I_{с. з. -} уставка по току срабатывания отсечки, кА; I_кз ^{(3) -} значение тока трехфазного КЗ на выводах обмотки 10,5 кВ защищаемого трансформатора, кА; k_отс= 1,1…1,15 - коэффициент отстройки для цифровых терминалов.

Кроме того, должно соблюдаться условие I_{с. з.} >I_намагн., где I_намагн - амплитудное значение намагничивающего тока при включении трансформатора.

При включении силового трансформатора со стороны высшего напряжения отношение амплитуды броска тока намагничивания к амплитуде номинального значения тока не превышает 5. Это соответствует отношению амплитуды броска тока намагничивания к действующему значению номинального тока первой гармоники 5√2≈7,05. При невыполнении условия необходимо отстраивать защиту отброска намагничивающего тока трансформатора. В этом случае уставка срабатывания отсечки выбирается из выражения:

, (10.2)

где k_отс - коэффициент отстройки, принимаемый равным 1,1.

Защита имеет независимую от тока характеристику, срабатывает без выдержки времени и действует на отключение трансформатора с помощью выключателя Q и при необходимости на независимый расцепитель автомата, установленного со стороны низшего напряжения.

) Вторая ступень МТЗ. Значение уставки тока срабатывания второй ступени МТЗ понижающего трансформатора выбирают из следующих условий. Защита должна быть отстроена от максимально возможного тока нагрузки, с учетом токов самозапуска электродвигателей 0,4 кВ, и иметь высокую чувствительность. Ток срабатывания защиты, с учетом отстройки от режима самозапуска электродвигателей, определяют из выражения:

 (10.3)

где k_н=1,1 - коэффициент надежности не срабатывания защиты; k_в=0,95 - коэффициент возврата реле тока; k_с=1,5-6 - коэффициент самозапуска нагрузки, отражающий увеличение рабочего тока I_{раб. макс} за счет одновременного пуска всех электродвигателей, которые затормозились при снижении напряжения во время возникновения КЗ; I_{раб. макс. -} максимальный рабочий ток через трансформатор.

Для построения МТЗ трансформаторов 6,3 (10,5) /0,4 кВ с временем срабатывания более 0,3 с принимают значение kс≥1,1 - 1,3. Максимальные значения коэффициента самозапуска при значительной доле электродвигательной нагрузки определяются расчетом для конкретных условий, но обязательно при наиболее тяжелом условии пуска полностью заторможенных электродвигателей.

Максимальное значение рабочего тока защищаемого трансформатора I_{раб. макс} определяется с учетом его максимально допустимой перегрузки. Для трансформаторов 6 и 10 кВ мощностью до 630 кВА в России допускается длительная перегрузка до 1,4-1,8 номинального тока.

, (10.4)

где k_З - коэффициент максимальной загрузки трансформатора.

,

Ток срабатывания МТЗ трансформатора 6,3 (10,5) /0,4 кВ, по условию согласования чувствительности последующей защитой (при последовательном включении защит), выбирается из выражения:

, (10.5)

где k_{н. с -} коэффициент надежности согласования, значения которого зависят от типа токовых реле и принимаются в пределах от 1,1 до 1,3-1,4 при согласовании с защитами прямого действия; I_{с. з. пред. -} уставка тока срабатывания МТЗ РУ 10,5 кВ.

При согласовании защит с применением принципа временной селективности срабатывание последующей защиты увеличивается на ступень селективности по отношению к предыдущей защите:

, (10.6)

где t_{ср. пред} - время срабатывания предыдущей защиты, Δt-ступень селективности по времени.

При согласовании терминалов БЭМП с предыдущими защитами, применяется временная ступень селективности Δt=0,3-0,5 с.

.

Чувствительность МТЗ-2 проверяется по коэффициенту чувствительности защиты со стороны 10,5 кВ:

 (10.7)

где k_ч - коэффициент чувствительности в основной зоне работы защиты; I_кз ^{(2) -} ток двухфазного КЗ на выводах трансформатора со стороны 10,5 кВ, кА; I_{с. з} - значение уставки тока срабатывания защиты, кА.

Согласно нормам ПУЭ коэффициент чувствительности для основной зоны действия защиты должен быть не менее k_ч≥ 1,5 и для зоны резервирования k_ч≥ 1,2. Если при построении защиты возникают серьезные трудности с обеспечением заданной чувствительности в зоне резервирования, то ПУЭ допускает не обеспечивать резервирование защит в конце отходящих линий.

) Третья ступень МТЗ используется в качестве токовой защиты от симметричных перегрузок, работающей на сигнал или срабатывание. Ток срабатывания защиты от перегрузки определяется из выражения:

, (10.8)

где I_ном - значение номинального тока трансформатора в сети 10,5 кВ, А; k_в=0,95 - коэффициент возврата защиты; k_отс= 1,05 - коэффициент отстройки.

,

Время срабатывания защиты от симметричных перегрузок (для устранения ложных срабатываний) должно превышать время работы основных защит трансформатора. Как правило, выдержка времени защиты трансформаторов от симметричных перегрузок принимается равной 9 с.

10.3 Ненаправленная защита от однофазных замыканий на землю по основной гармонике в сетях с изолированной нейтралью

Защита применяется преимущественно в сетях с большим количеством однотипных присоединений, близких между собой по характеристикам [5]. Для линий это ее длина, тип проводников и т.п. Защита реагирует на суммарный емкостный ток сети, проходящий через поврежденный элемент. Значение емкостного тока линии и, соответственно, суммарного емкостного тока линий всей сети можно ориентировочно определить по эмпирическим формулам: для кабельных сетей

, (10.9)

для воздушных сетей

, (10.10)

где U_HOM - номинальное напряжение сети, кВ; L_Σ - суммарная длина линий, км.

Ток срабатывания защиты I_{0C. З} выбирается из учета несрабатывания при внешних ОЗЗ и в режимах без ОЗЗ, кроме того, для исключения ложных срабатываний защита отстраивается по времени срабатывания t_{c. з}. Первичный ток срабатывания выбирается из двух условий:

) отстройки от собственного емкостного тока защищаемого присоединения I_C при дуговых перемежающихся ОЗЗ:

, (10.11)

где К_отс=1,2-1,3 - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность реле тока, ошибки расчета I_С∑ и запас; К_бр=1,5-2,5 коэффициент, учитывающий увеличение действующего значения I_С∑ при дуговых перемежающихся ОЗЗ;

) отстройки от максимального тока небаланса ФТНП в режимах без ОЗЗ или при внешних междуфазных К3:

 (10.12)

где К_отс=1,25 для трехтрансформаторных ФТНП и 1,5-2 (учитывая приближенный характер определения I_{нб. max}) для кабельных ТТНП.

Отстроиться от экстремальных небалансов, возникающих, например, при явлениях феррорезонанса, как правило, не удается, но от "рядовых" небалансов отстроиться необходимо. Сложность в том, что в процессе проектирования защиты обычно нет достаточной информации для вычисления некоторых составляющих суммарного небаланса и пользоваться существующими рекомендациями чаще приходится уже в процессе эксплуатации, когда необходимая информация доступна.

В процессе проектирования защиты можно исходить из обратного: обеспечения необходимой чувствительности. Например, при расчете уставок защиты кабельной линии, при ОЗЗ на которой не бывает больших переходных сопротивлений, можно определить значение I_{0C. З} следующим образом:

 (10.13)

где К_{Ч. НОРМ.} =1,5-2 - нормируемый коэффициент чувствительности.

Параметры релейной защиты сведены в таблицу 10.1.

Таблица 10.1

Параметры релейной защиты

11. Электробезопасность

11.1 Производственная санитария

В цехе полимеризации вид освещения смешанный: имеются оконные проемы, а также рабочее и аварийное освещение, согласно СНиП 23.05-2010.

Нормированная освещенность рабочих поверхностей цеха составляет Е=300 лк [1]. Освещенность при работе аварийное освещения должна составлять на рабочих поверхностях не менее 5% освещенности, установленной для рабочего освещения этих поверхностей при системе общего освещения, но не менее 2 лк и не более 10 лк. Учитывая вышеизложенное освещенность для аварийного освещения Е=10 лк. Исходные данные насосной станции: площадь 2880 м², длина 72 м и ширина 40 м; высота 8 м; напряжение питания системы освещения - 220 В; коэффициент отражения р_n = 0,6; р_с =0,45; р_пола = 0,15; минимальная освещенность - Е_раб. = 300 лк, Е_ав= 15 лк. Для рабочего освещения используем промышленные светодиодные светильники УСС 120 КАТАНА: напряжение питания 220 В, световой поток 16800 лм, потребляемая мощность 120 Вт.

Высота подвеса светильников Н_Р, м:

, (11.1)

где h_у - высота цеха, м; h_ст - высота подвеса от потолка, м.

Количество светильников п, шт.:

 (11.2)

где S_р - расчетная площадь цеха, м²; Е_ср - средняя освещенность, лк; K_з - коэффициент запаса, K_з=1,1; K_и - коэффициент использования светового потока, K_и =f (р,j). Ф_л - световой поток светильника Ф_л= 15000 лм

Индекс помещения () рассчитывается по формуле:

 (11.3)

где а, b - ширина и длина цеха соответственно, м.

Тогда K_и = 0,85 (при j = 3,67).

Общая установленная мощность рабочего освещения Р_ОБЩ, Вт:

 (11.4)

где Р_СВ - мощность одного светильника, Вт.

Повторим расчет светового потока для аварийного освещения. Аварийное освещение выполнено светодиодными промышленными светильниками УСС 40 КАТАНА: напряжение питания 220 В, световой поток 5600 лм, потребляемая мощность 40 Вт [21].

Коэффициент использования K_и= 0,85; коэффициент запаса K_з=1,1; минимальная освещенность Е_ав=15 лк; световой поток лампы Ф_л= 5600 лм.

Количество светильников аварийного освещения:

Общая установленная мощность аварийного освещения:

11.2 Электробезопасность

Эксплуатация электрооборудования представляет опасность для жизни людей. Опасность поражения электротоком усугубляется еще и тем, что в токоведущих частях оборудования нет каких-либо внешних признаков, предупреждающих человека.

Для обеспечения безопасности прикосновения персонала к частям электрооборудования не находящихся под напряжением (корпуса электрических машин, осветительная арматура, каркасы распределительных шкафов и т.д.) в цехе применено защитное заземление. Заземление снижает потенциал по отношению к земле металлических частей оборудования, оказавшихся под напряжением при аварии, до безопасного значения.

Для выполнения грозозащиты и защиты от перенапряжений в цехе выполнено грозозащитное заземление c присоединением молниеприемников к заземляющему устройству.

В соответствии с ПУЭ величина сопротивления изоляции токоведущих частей для распределительных щитов, токопроводов, катушек, магнитных пускателей и автоматов, работающих при напряжении до 1000 В, должна быть не менее 0,5 МОм.

Для ограждения работника от поражения электрическим током, прежде всего, исключаю возможность случайного прикосновения его к токоведущим частям. В этих целях устанавливаются соответствующие ограждения или токоведущие части располагают на высоте, недоступной без специальных приспособлений.

Распределительные щиты, щитки, распределительные пункты размещаются в специальных помещениях или запираемых шкафах, не имеющих токоведущих частей на лицевой стороне. Зажимы электродвигателей и других электроприёмников, а также пусковых аппаратов должны быть закрыты кожухом и не доступны для прикосновения. Ремонт электродвигателей и пусковых аппаратов во время их работы недопустим.

Персонал, обслуживающий электрооборудование должен быть снабжен электрозащитными средствами, применяемыми в электроустановках до 1кВ. К основным защитным средствам до 1кВ относятся: диэлектрические перчатки, инструмент с изолированными рукоятками, изолирующие клещи, указатели напряжения, изолирующие штанги. Дополнительными или изолирующими защитными средствами называются средства, которые сами по себе не могут при данном напряжении обеспечить защиту от поражения током. Они дополняют основные средства защиты, а так же могут служить для защиты от напряжения прикосновения или шагового напряжения. Ремонт электрооборудования должен выполняться с соблюдением межотраслевых правил по охране труда.

Самостоятельное единоличное обслуживание электроустановок напряжением до 1 кВ, периодические осмотры, проверки, измерения и текущий ремонт разрешается работникам, имеющим квалификационную группу не ниже III. Во время осмотра цехового электрооборудования запрещается выполнять какие-либо работы на этом оборудовании, за исключением работ, связанных с предупреждением аварии или несчастного случая. Также запрещается снимать ограждения токоведущих частей и вращающихся частей, проникать за ограждения, касаться токоведущих частей и приближаться к ним на опасное расстояние, Дежурному электрику, обслуживающему цеховые производственные электроустановки, разрешается при необходимости открывать для осмотра дверцы распределительных шкафов, щитков пусковых устройств и т.п., соблюдая осторожность.

Здание цеха полимеризации расположено в районе со средней грозовой деятельностью 20 и более грозовых часов в год. Цех относится к обычному объекту по условиям защиты от прямых ударов молнии. Следовательно, по СО 153-34.21.122-03 здание цеха по устройству молниезащиты относится к III категории.

Для зданий и сооружений III категории должна быть осуществлена защита от прямых ударов молнии и защита от заноса высоких потенциалов через наземные (подземные) металлические коммуникации.

Защита от прямых ударов молнии в данном случае осуществляется молниеприемной сеткой шагом 12×12 м. Каждый токоотвод от молниеприемника подсоединяется к замкнутому заземляющему контуру, уложенному по периметру здания.

Занос высоких потенциалов в здание возможен по наземным трубопроводам, кабелям, эстакадам в результате прямых ударов непосредственно в коммуникации или в связи с появлением индуктированных зарядов при ближайших разрядах молнии. На вводе в здание все подземные металлические коммуникации (трубопроводы, кабели), а также наземные металлические конструкции и коммуникации присоединяются к защитному заземлению.

В соответствии с ПУЭ необходимо заземлять корпуса электроустановок, трансформаторов, аппаратов, светильников, приводы электрических машин, оболочки кабелей, каркасы распределительных щитов и т.д.

Согласно требованиям ГОСТ 12.1.030-81 сопротивление заземляющего устройства в любое время года не должна превышать: 4 Ом в стационарных сетях с изолированной нейтралью напряжением до 1000 В; и 0,5 Ом в установках напряжением выше 1000 В.

При совмещении заземляющих устройств различных напряжений, принимается R_З наименьшее из требуемых [2]. Сопротивление заземляющего устройства для электроустановок напряжением до 1 кВ не должно быть больше 4 Ом [1], поэтому за расчетное сопротивление принимаем R₃=4 Ом. Сопротивление искусственного заземлителя, при отсутствии естественных заземлителей, принимается равным допустимому для заземляющего устройства R_u=R₃=4 Ом.

Определим расчетное удельное сопротивление грунта с учетом повышающих коэффициентов, учитывающих высыхание грунта летом и промерзание его зимой:

 (11.5)

где  - удельное сопротивление гравия 300 Ом∙м; k_c - коэффициент сезонного изменения (для II климатической зоны принимается k_c=1,45).

Определяем сопротивление одного вертикального заземлителя [2]:

 (11.6)

где - длина вертикального заземлителя, м; d - диаметр вертикального заземлителя, м; t - расстояние от поверхности земли до середины вертикального заземлителя, м.

Ориентировочное число вертикальных заземлителей (влияние горизонтальных заземлителей не учитывается, полагая, что их проводимость будет идти в запас надежности):

 (11.7)

, (11.8)

Вследствие явления экранирования, выражающегося во взаимном отталкивании линии стекания тока со стержней, сопротивление n одиночных вертикальных электродов:

 (11.9)

где h_В - коэффициент использования, зависящий от числа электродов и отношения расстояния между ними к длине электрода.

Определяем число вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использованияh_В = 0,8:

 (11.10)

Окончательно принимается к установке 32 вертикальных электродов, расположенных по контуру цеха.

Так как контурное ЗУ закладывается на расстоянии не менее 1 м от здания, то длину по периметру определяем по формуле:

 (11.11)

где А - длина здания, м; В - ширина здания м;

Расстояние между электродами по ширине объекта:

 (11.12),

Расстояние между электродами по длине объекта:

 (11.13),

Для уточнения принимаем среднее значение отношения:

 (11.14)

Определяем уточненное значение сопротивления горизонтальных электродов:

 (11.15)

Определяем уточненное значение сопротивления вертикальных электродов:

 (11.16)

Определяем фазное сопротивление защитного заземления:

 (11.17), , _ЗУФ=3,13 Ом<4 Ом.

Защитное заземление эффективно.

12. Экономическая часть

Меры по энергосбережению и энергоэффективности в данном дипломном проекте внедрены на основе:

) Положения Федерального закона Российской Федерации от 23 ноября 2009 г. N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации";

) Положения Федерального закона Российской Федерации от 11 июля 2011 г. N 197-ФЗ "О внесении изменений в статью 13 Федерального закона "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации";

) Положения Федерального закона Российской Федерации от 4 ноября 2014 г. N 339-ФЗ "О внесении изменений в статью 14 Федерального закона "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации".

) Положения Федерального закона от 28.12.2013 N 399-ФЗ "О внесении изменений в Федеральный закон "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации";

При проектировании систем электроснабжения для проектировщика важным является решение технических и экономических вопросов. Необходимо доказать экономическую целесообразность проекта, ее критерием является определение срока окупаемости который должен быть не более 5 лет.

В данном разделе проводится сметно-финансовый расчёт схемы электроснабжения с целью определения размеров финансирования проекта, устанавливается график ввода оборудования, ориентировочный срок монтажа системы электроснабжения, расчёт заработной платы электромонтажников и определение срока окупаемости проекта за счет получаемой прибыли предприятия.

12.1 Определение капиталовложений на сооружение сети

Современный рынок промышленного электрооборудования предлагает широкий спектр комплексных решений: от разработки по требованию заказчика индивидуальных проектов, до внедрения и ввода в эксплуатацию оборудования, систем, проведения пуско-наладочных работ, или же готовые типовые комплексные решения. Капитальные затраты на оборудование представлены в таблице 12.1.

Таблица 12.1

Капитальные затраты на оборудование

Оборудование закупается у производителей (официальных представителей): силовые трансформаторы и КТП (Уральский завод трансформаторов); коммутационные аппараты (ООО "Регион-Электромаш", ЗАО "Электромаш-Уралэлектротяжмаш", ЗАО "Самарский электрощит", ООО "Уралэнерго"); измерительные и ограничительные аппараты (ЗАО "Самарский электрощит", ОАО "Электрозавод", Компания "Красный луч-МО"); компенсирующие устройства (ООО "Компания модуль-С"); кабельная продукция (ОАО "Электрокабель").

Затраты на монтаж принимаем 7% от капиталовложений:

, (12.1)

где К - капитальные затраты на оборудование, тыс. руб.

Затраты на предпусковые работы принимаем 9% от капиталовложений:

, (12.2),

, (12.3)

Прочие расходы принимаем 5% от капиталовложений

, (12.4)

Суммарные затраты на монтаж, пуско-наладочные работы, транспортные расходы:

, (13.5)

Общие затраты на разработку и внедрение проекта составляют сумму капитальных затрат на приобретение оборудования и затрат на монтаж, пуско-наладочные работы, транспортные расходы 50401,04 тыс. руб.

12.2 Расчет затрат на эксплуатацию оборудования

Для эксплуатации оборудования и электрохозяйства согласно нормативным документам и правилам необходимо 28 человек. Принимаем круглосуточное дежурство, смена по 8 часов, четырехбригадная. Из них 8 человек работают по 6 разряду и 20 человек по 5 разряду. Оплата почасовая. Расчет производим по средней наработке 22 рабочих дня в месяц. Среднемесячный фонд рабочего времени 176 часов. Часовая тарифная ставка рабочих по 6 разряду - 110 руб. /ч., по 5 разряду - 95 руб.

 (12.6)

где С₁ и С₂ - заработная плата рабочих работающих по 5 и 6 разряду; П₁ и П₂ - количество человек работающих по 5 и 6 разряду.

Дополнительная зарплата - премия 30% от тарифной ставки

 (12.7)

Отчисление на социальные выплаты 30%:

 (12.8)

Результаты расчетов сведем в таблицу 12.2.

Для замены, восстановления основных производственных фондов рассчитываются амортизационные отчисления.

Амортизационные отчисления - отчисления стоимости основных фондов для возмещения износа. Амортизационные отчисления включаются в издержки производства. Рост амортизационных платежей после внедрения проекта электроснабжения, рассчитывается из 10 летнего срока амортизации и величины К.

 (12.9)

где И_а - амортизационные отчисления, тыс. руб/год; С_а - срок амортизации;

Затраты на ремонт оборудования, принимается в размере 7% от капиталовложений:

 (12.10)

Полные годовые затраты на содержание и эксплуатацию оборудования составляет:

 (12.11)

Результаты расчетов сведем в таблицу 12.2.

Таблица 12.2

Затраты на содержание и обслуживание оборудования

12.3 Расчет экономического эффекта и срока окупаемости

Экономический эффект любого проекта, в том числе сокращения затрат, заключается в дополнительно полученной прибыли. Дополнительно получаемая прибыль, в свою очередь определяется тем, насколько изменится выручка. Производственные затраты, налоговые платежи компании в связи с реализацией конкретной инвестиционной идеи. В данном проекте было рассмотрено два варианта распределения электрических нагрузок по заводу и был выбран более экономичный вариант, что приведет к более надежному электроснабжению, к уменьшению потерь электроэнергии, к снижению аварийных ситуаций в электроснабжении и следовательно к уменьшению внеплановых простоев.

Предприятие выпускает в среднем 20 тонн продукции в сутки. Средняя стоимость одной тонны продукции 380 тыс. рублей, удельная норма расхода электроэнергии на выпуск одной тонны продукции 200 кВт/ч. Следовательно, в сутки предприятие получает доход 7600,0 тыс. руб. При внеплановых простоях оборудования, выпуск продукции может сократиться на 10%.

Как показывает практика, внеплановый простой оборудования обычно длится около 1 суток. И таких остановок бывает в среднем n = 10 раз в год. С увеличением надежности электроснабжения сокращается количество остановок до n = 5 раз в год.

Расчет эффективности внедрения проекта электроснабжения проводится пошагово, то есть последовательно год за годом по формуле:

 (12.12)

где

П₂ - выпуск продукции после внедрения проекта в тоннах; Ц_{эл. эн -} тариф на электроэнергию 2,55 руб. за кВт/ч (согласно данным "Татэнергосбыт" за ноябрь 2015г.); d₁ - удельная норма расхода электроэнергии на выпуск одной тонны продукции до внедрения проекта; d₂ - удельная норма расхода электроэнергии на выпуск одной тонны продукции после внедрения проекта; В - упущенная выгода как разница между простоями до и после внедрения проекта электроснабжения за счет снижения простоев; И_а - рост амортизационных платежей после внедрения проекта электроснабжения; К - капиталовложения в проект; Е - коэффициент дисконта (дефлятор), принимаем за 10%, то есть 0,1.

Годовые потери предприятия при первом варианте распределение электроэнергий:

 (12.13)

где n₁ - количество остановов при старом оборудовании; У_сут - суточные потери.

Годовые потери предприятия при втором варианте распределение электроэнергий:

 (12.14)

где n₂ - количество остановов при новом оборудовании; У_сут - суточные потери.

Упущенная выгода:

 (12.15)

Учитывая то, что после внедрения проекта электроснабжения увеличился выпуск продукции и так же уменьшились потери электроэнергии, годовое потребление электроэнергии осталось на прежнем уровне. Удельная норма расхода электроэнергии на выпуск одной тонны продукции после внедрения проекта рассчитывается, исходя из предложения, что рост объема выпуска при неизменной доле постоянной составляющей приводит к снижению удельной нормы расхода электроэнергии на выпуск единицы продукции.

 (13.16)

где П₁ и П₂ - годовой выпуск продукции до и после внедрения проекта электроснабжения, учитывая простои.

Эффект от снижения удельной нормы электроэнергии составит:

Эффективность от вложений в проект за первый год:

Таким образом, на четвертом году инвестиции дадут положительный баланс, то есть окупаемость проекта составит менее четырех лет

Гистограмма окупаемости капиталовложений приведена на рисунке 12.1

Рисунок 12.1 - Гистограмма окупаемости капиталовложений в проект

Список использованной литературы

1.       Правила устройства электроустановок. Издание седьмое. - М.: "Издательство НЦ ЭНАС", 2003.

2.       Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей/ В.М. Блок и др. - М.: Высш. школа, 1981. - 304 с., ил.

.        Кудрин Б.И., Чиндяскин В.И., Абрамова Е.Я. Методическое пособие к курсовому проекту по ЭПП. - О.: ИПК ОГУ, 2000. - 126 с.

.        Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебник для студентов ВУЗов. - М.: Высшая школа, 1986. - 400с.

.        Электротехнический справочник: В 4-х т. - Т.3 Производство, передача и распределение электрической энергии/ Под ред.В.Г. Герасимова. - Изд.8-е., испр. и доп. - М.: Издательство МЭИ, 2002. - 964с.

.        Нелюбов В.М. Компенсация реактивной мощности в электрических сетях общего назначения промышленных предприятий, методические указания по дипломному проектированию. - О.: ИПК ОГУ, 1999. - 29 с.

.        Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 368 с.

.        Абрамова Е.Я., Алешина С.К., Чиндяскин В.И. Проектирование понижающих подстанций 35-220/6-10 кВ и электропитающих систем, учебное пособие по курсовому и дипломному проектированию. - О.: ГОУ ОГУ, 2005. - 89 с.

.        Неклепаев Б.П., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

.        Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: Справочник: Учеб. пособие. - М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2006. - 408 с.

.        Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Под редакцией Федорова А.А., Сербиновского Г.В. - М.: Энергия, 1974. - 528 с.

.        Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования: РД 153-34.0-20.527-98/ Под ред. Б.Н. Неклепаева. - М: НЦ ЭНАС, 2001. - 152 с.

.        Шабад М.А. Расчёты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. Изд.2-е, перераб. и доп. - Л., "Энергия", 1976. - 288 с.

.        Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. - СПБ.: ПЭИПК, 2003. - 4-е изд., перераб. и доп. - 350 стр., ил.

.        Авербух А.М. Релейная защита в задачах с решениями и примерами. - Л., "Энергия". 1975. - 416 с.

.        Кравченко Н.Ф. Экономика и маркетинг электроснабжения: Методические указания. - Оренбург: ОГУ, 2000. - 97 с.

.        Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для студентов высших учебных заведений. - М.: Интермет Инжиниринг, 2005. - 672 с.: ил.

.        Указания по расчету электрических нагрузок / РТМ 36.18.32.4-92. - М.: ВНИИ Тяжпромэлектропроект, 1992, 27 с.

.        Нормы технологического проектирования электроснабжения промышленных предприятий. М.: ВНИПИ Тяжпромэлектропроект, 1994. - 67 с.

.        Руководящие указания по релейной защите. Вып.13Б. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов. Расчеты. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 96 с.

.        Рекомендации по применению и выбору уставок функционального блока дифференциальной защиты трансформаторов терминала "Сириус - Т". ЗАО "Радиус автоматика". - 11с.

.        Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. - 4-е изд., перераб и доп. - М.: Энергоатомиздат. 1986, - 392 с.

.        Справочник базовых цен на проектные работы для строительства. Объекты энергетики. - 2008.

.        Техническая политика ФСК-2007.

.        Справочник по электротехнике и электрооборудованию. Под редакцией Алиева И.И. - М.: Высшая школа, 2000. - 255 с.