Реконструкция системы электроснабжения завода ОАО "Тагат" имени С.И. Лившица

0,189

0,162

6,497

5,581

27,210

23,376

69,266

41,087

К14

0,221

0,186

5,668

4,753

31,955

26,793

81,344

48,251

Шина 2

К15

8,303

7,747

0,136

0,127

4,185

3,904

1,8

10,654

6,320

К16

1,277

0,605

1,739

0,824

7,032

3,328

17,901

10,619

КЗ до трансформатора

К17

1,132

0,57

1,845

0,929

6,227

3,136

1,8

15,851

9,403

К18

0,453

0,325

3,236

2,320

2,493

1,788

6,347

3,765

К19

0,651

0,416

2,532

1,617

3,579

2,285

9,110

5,404

К20

0,582

0,386

2,725

1,809

3,198

2,123

8,141

4,829

К21

0,545

0,37

2,847

1,932

2,995

2,032

7,624

4,522

К22

1,025

0,501

2,005

0,829

5,567

2,977

13,857

9,037

КЗ после трансформатора

К23

0,118

0,107

9,838

8,923

17,020

15,436

1,8

43,326

25,700

К24

0,102

0,094

11,230

10,314

14,724

13,524

37,482

22,233

К25

0,157

0,138

7,631

6,715

22,616

19,903

57,572

34,150

К26

0,187

0,161

6,548

5,632

26,963

23,193

68,637

40,714

К27

0,183

0,158

6,671

5,755

26,388

22,766

67,173

39,845

К28

0,221

0,186

5,668

4,753

31,955

26,793

81,344

48,251

РП

Шина 1

К29

5,856

4,941

1,002

0,904

3,478

2,545

1,8

8,841

5,896

К30

0,532

0,345

3,127

2,632

2,753

1,848

7,024

4,132

КЗ до трансформатора

К31

0,491

0,317

3,845

2,942

2,433

1,538

1,8

6, 851

3,943

КЗ после трансформатора

К32

0,124

0,115

8,943

8,040

20,616

17,933

1,8

48,328

27,731

Расчет токов КЗ для АД-630/10 (методом наложения)

К33

1,125

0,633

9,153

8,250

5,843

3,422

1,8

69,341

43,512

Шина 2

К34

5,856

4,941

1,002

0,904

3,478

2,545

1,8

8,841

5,896

К35

0,532

0,345

3,127

2,632

2,753

1,848

7,024

4,132

КЗ до трансформатора

К36

0,491

0,317

3,845

2,942

2,433

1,538

1,8

6, 851

3,943

КЗ после трансформатора

К37

0,124

0,115

8,943

8,040

20,616

17,933

1,8

48,328

27,731

Расчет токов КЗ для АД-630/10 (методом наложения)

К38

1,125

0,633

9,153

8,250

5,843

3,422

1,8

69,341

43,512



2.10 Компоновка главной понизительной подстанции

2.10.1 Выбор трансформаторов ГПП

На территории завода устанавливаем КТПБ-110/10-4-2Х6300-34У1 [5, стр. 593]. Подстанция укомплектована на заводе-изготовителе двумя блоками с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии. При расчетной нагрузке в 9720,28 (кВА) устанавливаем два трансформатора по 6300 (кВА).

Технические данные трансформатора:

ТМН-6300/110, мощность 6300 кВА,

напряжение 110/10,

потери мощности холостого хода 10 кВт и короткого замыкания 44 кВт,

ток холостого хода 1%,

цена 5000 тыс. рублей.

Коэффициент загрузки трансформаторов при расчетной мощности:

в аварийном режиме (работает только один трансформатор ГПП) перегрузка составит 54%:

учитывая, что S_П - максимальная мощность, определяется в получасовом интервале суточного графика нагрузки завода, то выбранный трансформатор можно принять для электроснабжения данного предприятия.



2.10.2 Выбор выключателей высокого напряжения

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока. Он является основным аппаратом в электрических установках и служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, КЗ, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее КЗ.

Предварительно выбирают выключатель по номинальному напряжению и току.

Например, для выключателя, установленного на низкой стороне трансформатора Т1 ГПП: номинальное напряжение U_ном = 10 кВ; расчетный ток, протекающий через участок установки

,

где S_П - полная мощность после компенсации, кВА.

Выбираем выключатель ВР1-10-20/630 У2Технические данные выбранного выключателя:

номинальное напряжение U_{н В} = 10 кВ; номинальный ток I_{н В} = 630 А;

номинальный ток отключения I_{откл В} = 20 кА; предельный сквозной ток i_{дин В} = 52 кА;

действующее значение предельного сквозного тока I_{дин В} = 20 кА.

Проверяем выбранный выключатель:

По напряжению

(10 = 10) кВ

По длительному току

(561,87<630) А

По отключающей способности

(7,032<20) кА

По электродинамической стойкости

(17,901<52) кА

По отключению полного тока КЗ с учетом апериодической составляющей

,

где _н - нормированное процентное содержание апериодической составляющей тока КЗ [11, кривая 8,1];

i_а - апериодическая составляющая тока в момент времени , А:

.,

где с - собственное время отключения для выключателя типа ВР1-10-20/630 У2;

ступень селективности, с;

с для быстродействующих защит.

с

Апериодическая составляющая тока КЗ

кА

кА

кА (9,845 <39,598) кА

По термической стойкости,

где В_к - импульс квадратичного тока, кА²с;

I_т, t_т допустимое значение (кА) и время действия (с) тока термической стойкости соответственно.

Для выбранного выключателя

I_т =20 кА, t_т = 3 с.,

где t_П - приведенное время КЗ, с.

,

где с приведенное время для периодической составляющей тока КЗ;

приведенное время апериодической составляющей тока КЗ, с.

с



с кА²с

кА²с(76,8<1200) кА²с

Выбранный выключатель ВР1-10-20/630 У2 прошел проверку по всем параметрам. Проверка показала, что выключатель может быть установлен на участке сети.

Выбор и проверка выключателей, установленных на других участках сети проводим аналогично. Значения полных мощностей S_П для вычисления расчетных токов на участках берем из таблицы 9 ПЗ. Данные выбора сводим в таблицу

2.10.3 Выбор трансформаторов напряжения и трансформаторов тока

Для контроля за режимом работы электроприемников, а также для производства денежного расчета с энергоснабжающей организацией применяются контрольно-измерительные приборы на подстанциях, присоединяемые к цепям высшего напряжения через измерительные трансформаторы напряжения и тока.Результаты выбора трансформаторов напряжения [9, таблица 2.8.12] сводим в таблицу 20.

Таблица 30

Результаты выбора трансформаторов напряжения

Тип	Номинальное напряжение, В	Класс точности	S н, ВА	S пред, ВА
	ВН	НН
НТМИ-10-66	110000	100, 100/3	0,5	120	960
НОМ-10	10000	100	0,5	75	640

Трансформаторы тока выбирают по номинальному напряжению и номинальному первичному току. Проверяют по электродинамической и термической стойкости и токам КЗ.

Таблица 29

Результаты выбора выключателей

Место	Тип	UH, кВ	UHА кВ	I раб мах, А	IH, А	IK3, кА	I OTKЛ, кА	IУ, кА	I ДИН В, кА	iY, кА	I ДИН_В кА	Ik+ia, кА	кА	BK, кА2*с	I2T*tT, кА2*с
ВЛ	ВВК-110Б-20	110	110	45,66	1000	2,679	31,5	4,045	31,5	6,820	80	3,789	62,367	11,147	2977
ВВОД	ВР1-10-20/630У2	10	10	502,26	630	7,032	20	10,619	20	17,901	52	9,945	39,598	76,806	1200
СЕКЦ	ВР1-10-20/630У2	10	10	251,13	630	7,032	20	10,619	20	17,901	52	9,945	39,598	76,806	1200
КЛ 1	ВР1-10-20/630У2	10	10	74,36	630	6,227	20	9,403	20	15,851	52	4,564	39,598	16,178	1200
КЛ 2	ВР1-10-20/630У2	10	10	36,18	630	2,493	20	3,765	20	6,347	52	4,443	39,598	15,327	1200
КЛ 3	ВР1-10-20/630У2	10	10	97,05	630	3,027	20	4,571	20	7,706	52	4,105	39,598	13,087	1200
КЛ 4	ВР1-10-20/630У2	10	10	92,25	630	3,701	20	5,588	20	9,420	52	7,572	39,598	44,526	1200
КЛ 5	ВР1-10-20/630У2	10	10	39,43	630	3,291	20	4,970	20	8,378	52	6,387	39,598	31,678	1200
КЛ 6	ВР1-10-20/630У2	10	10	60,31	630	3,579	20	5,404	20	9,110	52	5,389	39,598	22,548	1200
КЛ 7	ВР1-10-20/630У2	10	10	59,30	630	2,433	20	3,943	20	6, 851	52	4,191	39,598	13,641	1200
КЛ 8	ВР1-10-20/630У2	10	10	23,93	630	3,198	20	4,829	20	8,141	52	4,047	39,598	12,718	1200
КЛ 9	ВР1-10-20/630У2	10	10	41,20	630	2,995	20	4,522	20	7,624	52	6,546	39,598	30,788	1200
КЛ10	ВР1-10-20/630У2	10	10	21,35	630	5,567	20	9,037	20	13,857	52	5,124	39,598	23,564	1200
КЛ11	ВР1-10-20/630У2	10	10	92,25	630	3,478	20	5,896	20	8,841	52	4,443	39,598	13,087	1200
АД1	ВР1-10-20/630У2	10	10	41,57	630	6,418	20	9,691	20	16,338	52	9,077	39,598	66,529	1200
АД2	ВР1-10-20/630У2	10	10	41,57	630	6,418	20	9,691	20	16,338	52	9,077	39,598	66,529	1200

Условия выбора:

1) ;

3) ;

2) ;

4) .

Значения полных мощностей S_П для вычисления расчетных токов на участках берем из таблицы 9 ПЗ.

Значениями токов КЗ задаемся из таблицы 28. Результаты выбора сводим в таблицу 31.

Таблица 31

Результаты выбора трансформаторов тока

Место	Тип	UH,кВ	UHА,кВ	Iраб мах, А	IH,А	iУ, кА	iм ДИН, кА	BK, кА2*с	I2T*tT, кА2*с
КЛ	1	ТПЛ-10М	10	10	74,36	100	9,403	52	16,178	71
КЛ	2	ТПЛ-10М	10	10	36,18	50	3,765	17,5	15,327	71
КЛ	3	ТПЛ-10М	10	10	97,05	100	4,571	52	13,087	71
КЛ	4	ТПЛ-10М	10	10	92,25	100	5,588	52	44,526	71
КЛ	5	ТПЛ-10М	10	10	39,43	50	4,970	17,5	31,678	71
КЛ	6	ТПЛ-10М	10	10	60,31	100	5,404	52	22,548	71
КЛ	7	ТПЛ-10М	10	10	59,30	100	3,943	52	13,641	71
КЛ	8	ТПЛ-10М	10	10	23,93	50	4,829	17,5	12,718	71
КЛ	9	ТПЛ-10М	10	10	41,20	50	4,522	17,5	30,788	71
КЛ	10	ТПЛ-10М	10	10	21,35	50	9,037	17,5	23,564	71
КЛ	11	ТПЛ-10М	10	10	92,25	100	5,896	52	13,087	71
ВВОД	ТПЛ-10М	10	10	502,26	600	16,480	100	64,46	1200
СЕКЦ	ТПЛ-10М	10	10	251,13	300	16,480	100	64,46	768
ВЛ	ТФЗМ-110Б	110	110	57,73	75	6,820	15	11,04	2977

2.10.4 Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток. При ремонтных работах разъединителем создается видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт.

Отделитель внешне не отличается от разъединителя, но у него для отключения есть пружинный привод.

Короткозамыкатель - коммутационный аппарат, предназначенный для создания искусственного КЗ в электрической цепи при повреждении трансформатора. В установках 110 кВ применяют один полюс короткозамыкателя.

Разъединители и отделители выбирают по номинальному напряжению, номинальному длительному току, а в режиме КЗ проверяют на термическую и электродинамическую стойкость. Для короткозамыкателей выбор по номинальному току не требуется.

Условия выбора:

1) ;3) ;2) ;4) .

Расчетные данные получаем по формулам. Значения полных мощностей S_П для вычисления расчетных токов на участках берем из предыдущих таблиц. Результаты выбора сводим в таблицу 32.

Таблица 32

Результаты выбора разъединителей

Место	Тип	UH, кВ	UHА, кВ	Iраб мах, А	IH, А	iУ, кА	iм ДИН, кА	BK, кА2*с	I2T*tT, кА2*с
	Отделители
ОД3-110У/800	ГПП	110	110	45,79	800	16,8	80	8,61	3,9
	Короткозамыкатели
КЗ-110У	ГПП	110	110	-	-	16,8	32	8,61	3,9
	Разъединители
ГПП	РНДЗ-1(2)-110/1000	110	110	30,76	1000	6,820	80	76,806	2977
ТП1	РВ-10/400	10	10	29,22	400	10,619	40	16,178	768
ТП2	РВ-10/400	10	10	95,05	400	9,403	40	15,327	768
ТП3	РВ-10/400	10	10	48,74	400	3,765	40	13,087	768
ТП4	РВ-10/400	10	10	79,43	400	4,571	40	44,526	768
ТП5	РВ-10/400	10	10	50,35	400	5,588	40	31,678	768
ТП6	РВ-10/400	10	10	38,49	400	4,970	40	22,548	768
ТП7	РВ-10/400	10	10	69,30	400	5,404	40	13,641	768
ТП8	РВ-10/400	10	10	88,90	400	3,943	40	12,718	768
ТП9	РВ-10/400	10	10	18,42	400	4,829	40	30,788	768
ТП10	РВ-10/400	10	10	30,76	400	4,522	40	23,564	768

На главной понизительной подстанции устанавливаем КРУ серии К-47 [10, таблица 7.1].2.10.5 Выбор разрядников

Для защиты изоляции от коммутационных и атмосферных перенапряжений применяют разрядники. Выбирают разрядники по номинальному напряжению, исходя из условия . Результаты выбора и технические характеристики разрядников [9, таблица 27.23] сведем в таблицу 33.

Таблица 33

Результаты выбора разрядников

Тип	Номинальное напряжение, кВ	Наибольшее допустимое напряжение разряда, кВ	Пробивное напряжение, кВ	Импульсное пробивное напряжение, кВ
			не менее	не более
РВО-10	10	12,7	26	30,5	48
РВС-10М	110	100	170	195	265

2.10.6 Выбор высоковольтных предохранителей

Для защиты трансформаторов напряжения, а также в целях снижения стоимости распределительного устройства 6-10 кВ в подстанции вместо силовых выключателей небольшой и средней мощности устанавливают высоковольтные предохранители. Высоковольтные предохранители выбирают по конструктивному выполнению, номинальному напряжению и току, предельному отключающему току. Условия выбора:

1) ;2) ;3) .

Максимальный расчетный ток находим по формуле. Полную мощность для трансформаторов напряжения S_пред берем из таблицы 15 ПЗ, а для блока линия-трансформатор - из таблицы 9 ПЗ. Значениями токов КЗ задаемся из таблиц 28.

Результаты выбора высоковольтных предохранителей [9, таблица 27.20] сводим в таблицу 34.

Таблица 34

Результаты выбора предохранителей

Тип	Местоустановки	Iраб,А	Iн, А	U,кВ	Uн,кВ	Iкз,кА	Iоткл.,кА
ПКН001-10	ТСН(ТМ-63)	3,63	7,5	10	10	7,032	12
ПКН001-10	НТМИ -10 - 66	0,05	7,5	10	10	7,032	12

3. Расчет релейной защиты и автоматики

3.1 Расчет релейной защиты трансформаторов, установленных на ГПП

В процессе эксплуатации возможны повреждения в трансформаторах и на их соединениях с коммутационными аппаратами. Могут быть также опасные ненормальные режимы работы, не связанные с повреждением трансформатора или его соединений. Возможность повреждений и ненормальных режимов обуславливает необходимость установки на трансформаторах защитных устройств. При этом учитываются многофазные и однофазные короткие замыкания в обмотках и на выводах трансформатора, а также «пожар стали» магнитопровода. Однофазные повреждения бывают двух видов: на землю и между витками обмотки (витковые замыкания). Наиболее вероятными являются многофазные и однофазные короткие замыкания на выводах трансформаторов и однофазные витковые замыкания. Значительно реже возникают многофазные короткие замыкания в обмотках. Защита от КЗ выполняется с действием на отключение поврежденного трансформатора. Для ограничения размеров разрушений целесообразно выполнять ее быстродействующей.

Замыкание одной фазы на землю представляет опасность для обмоток, присоединенных к сетям с глухозаземленными нейтралями. В этом случае защита должна отключать трансформатор и при однофазных коротких замыканиях в его обмотку на землю. В сетях с нейтралямии, изолированными или заземленными через дугогасящие реакторы, защита от однофазных замыканий на землю с действием на отключение устанавливается на трансформаторе в том случае, если такая защита имеется в сети.

Ненормальные режимы работы трансформатора обусловлены внешними короткими замыканиями и перегрузками. В этих случаях в обмотках трансформатора появляются большие токи (сверхтоки). Особенно опасны токи, проходящие при внешних коротких замыканиях; эти токи могут значительно превышать номинальный ток трансформатора. В случае длительного прохождения тока (что может быть при коротких замыканиях на шинах или при не отключившемся повреждении на отходящем от шин присоединении) возможны интенсивный нагрев изоляции обмоток и ее повреждение. Вместе с этим при коротком замыкании понижается напряжение в сети. Поэтому на трансформаторе должна предусматриваться защита, отключающая его при появлении сверхтоков, обусловленных не отключившимся внешним коротким замыканием.

Перегрузка трансформаторов не влияет на работу системы электроснабжения в целом, так как она обычно не сопровождается снижением напряжения. Кроме того, сверхтоки перегрузки относительно невелики и их прохождение допустимо в течение некоторого времени, достаточного для того, чтобы персонал принял меры к разгрузке. На подстанциях без дежурного персонала защита от перегрузки должна действовать на разгрузку или отключение.

К ненормальным режимам работы трансформаторов относится также недопустимое понижение уровня масла, которое может произойти, например, вследствие повреждения бака.

3.1.1 Защита от повреждения внутри кожуха и от понижения уровня масла

Тип защиты - газовая, реагирующая на образование газов, сопровождающих повреждение внутри кожуха трансформатора, в отсеке переключателя отпаек устройства регулирования коэффициента трансформации (в отсеке РПН), в приставных кабельных вводах непосредственного подключения к маслонаполненным кабелям 110 - 220 кВ, а также действующая при чрезмерном понижении уровня масла. В качестве реле защиты используется газовое реле.

Типовыми схемами защиты предусматривается в соответствии с [1] возможность перевода действия отключающего контакта газового реле (кроме реле отсека РПН) на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающего контактов реле. Газовое реле отсека РПН должно действовать только на отключение. При выполнении газовой защиты с действием на отключение принимаются меры для обеспечения надежного отключения выключателей трансформатора при кратковременном замыкании соответствующего контакта газового реле.

Установка газовой защиты обязательна для всех трансформаторов, номинальная мощность которых 6,3 МВА и более, а также для внутрицеховых понижающих трансформаторов номинальной мощностью 630 кВА и более. Допускается предусматривать газовую защиту и для трансформаторов номинальной мощностью 1-4 МВА.

Защита от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена и с помощью реле давления, а защита от понижения уровня масла - реле уровня в расширителе трансформатора.

3.1.2 Защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора

Продольная дифференциальная токовая защита, действующая без выдержки времени на отключение поврежденного трансформатора от неповрежденной части электрической системы и других электроустановок с помощью выключателей. Выполняется на трансформаторах номинальной мощностью 6,3 МВА и более, а также для трансформаторов номинальной мощностью 4 МВА, если они работают параллельно на шины низшего напряжения. Защита может применяться и на трансформаторах меньшей мощностью (но не менее 1000 кВА), если выполняется хотя бы одно из двух условий: токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, а максимальная токовая защита имеет выдержку времени более 0,5 с; трансформатор установлен в районе, подверженному землетрясениям. Трансформаторы тока для продольной дифференциальной токовой защиты устанавливаются со всех сторон защищаемого трансформатора.

Для двухобмоточных трансформаторов, имеющих схему соединения обмоток Y/, вторичные обмотки трансформаторов тока на стороне высшего напряжения, как правило, соединяются в треугольник, а на стороне низшего напряжения - в неполную звезду, при этом в дифференциальной цепи устанавливаются два реле.

Продольная дифференциальная токовая защита осуществляется с применением реле тока, обладающих улучшенной отстройкой от бросков намагничивающего тока, переходных и установившихся токов небаланса. Чувствительность дифференциальной защиты проверяется при КЗ на выводах с учетом влияния на ток, протекающий в реле, регулирования напряжения (РПН) при работе устройства автоматического регулирования коэффициента трансформации.

Наименьшее значения коэффициента чувствительности - 2.

Расчет дифференциальной защиты принято записывать в виде таблиц.

Таблица 35

Расчет дифференциальной защиты трансформаторов

Наименованная величина	Рассчитанные величины
	ВН	НН
1. Первичный ном. ток защищаемого трансформатора
2. Схема соединения обмоток тр-ра	Y
3. Схема соединения обмоток ТТ		Y
4. Коэффициент схемы
5. Расчетный коэффициент ТТ
6. Действительный Кт	Кт1=60	Кт2=120
7. Вторичный ток в плечах защиты
8. Ток срабатывания реле

За основную сторону принимают ту, у которой больший вторичный ток, то есть принимаем сторону с низким напряжением.

Выбираем ток срабатывания защиты по двум условиям:1. Отстройка от броска тока намагничивания

где К_Н=1,3 для РНТ - 560,

К_Н=1,5 для ДЗТ - 11

2. Отстройка от тока небаланса

,

где К_ап- коэффициент апериодичности, равен 2;

К_одн - коэффициент однотипности, равен 0,5;

- максимальная токовая погрешность, по ПУЭ должна быть не больше 10

Тогда ток срабатывания защиты будет равен:

Приведем большее значение к стороне ВН:

Находим коэффициент чувствительности

Следовательно, выбранная защита РНТ-560 проходит по чувствительности.

3.1.3 Защита от токов внешних многофазных коротких замыканий

Защита предназначена для отключения внешних КЗ при отказе защиты или выключателя смежного поврежденного элемента, а также для выполнения функций ближнего резервирования по отношению к основным защитам трансформатора (дифференциальной и газовой). В качестве защиты трансформатора от токов внешних КЗ используются:

токовые защиты шин секций распределительных устройств низшего и средних напряжений, подключенных к соответствующим выводам трансформатора;

максимальная токовая защита с пуском напряжения, устанавливаемая на стороне высшего напряжения (ВН) защищаемого трансформатора.

Защита, установленная на стороне ВН, выполняется на двухобмоточных трансформаторах с двумя реле тока. Реле присоединяют к вторичным обмоткам трансформаторов тока, соединенным, как правило, в треугольник.

Непосредственное включение реле защиты от токов внешних КЗ в токовые цепи дифференциальной защиты не допускается.

Пуск напряжения комбинированный - с одним реле напряжения обратной последовательности и одним реле понижения напряжения, включенным на междуфазное напряжение, или симметричный - с тремя реле напряжения, включенными на междуфазное напряжение.

На шинах низкого напряжения защита выполняется двумя реле РТ - 40, фильтр-реле напряжения обратной последовательности РНФ - 1М и минимальное реле напряжения РН - 56/160.Расчетные уставки:

k_Н = 1,2; k_СЗП = 2; k_В = 0,85.

Ток срабатывания защиты:

k_Т = 120

Ток срабатывания реле:

Коэффициент чувствительности:

k_Ч

Коэффициент трансформации измерительного трансформатора напряжения:

Напряжение срабатывания фильтр-реле:

Напряжение срабатывания минимального реле напряжения:

Выбираем реле напряжения РН-56/100.Определяем время срабатывания защиты

Выбираем реле времени РВ-225 с пределами регулирования времени 0,25-3,5 сек.На секционный выключатель ставим токовую отсечку

I_с.з=k_нI_k2max ,I_с.з=k_нI_k2max = 1,36474 = 8416,2(А),

I_с.р=k_схI_с.з/k_т = 18416,2/120 = 70,14(А).

Выбираем реле РТ-40/100 с параллельным соединением обмоток.Для защиты трансформатора от перегрузок используем МТЗ с действием на сигнал



Находим ток срабатывания реле

Выбираем реле тока РТ-40/10.

Находим время срабатывания защиты

Выбираем реле времени РВ-144 с пределом плавкого регулирования времени 1-20 сек и промежуточное реле РП-25.

3.2 Расчет релейной защиты асинхронных двигателей

3.2.1 Защита двигателей от междуфазных коротких замыканий

Для защиты АД от многофазных КЗ в обмотках статора выбираем токовую отсечку на реле РТ-40. Схема соединения ТТ - неполная звезда. ТО является быстродействующей защитой и быстро отключает повреждённый участок.Для выбора трансформатора тока определим номинальный ток электродвигателя:

где - номинальная мощность электродвигателя, кВт;

- номинальное напряжение двигателя, кВ;

- номинальный коэффициент мощности двигателя

К установке принимаем трансформатор тока ТПЛ-10-М,

Коэффициент трансформации трансформатора тока:

Определяем ток срабатывания защиты:

где - коэффициент пуска двигателя;

- коэффициент отстройки.

Ток срабатывания реле:

Устанавливаем реле РТ-40/100.

Коэффициент чувствительности:

Коэффициент чувствительности удовлетворяет условиям, и установка продольной дифференциальной токовой защиты не требуется.

3.2.2 Защита электродвигателей от перегрузки

Перегруз является симметричным режимом, поэтому защита выполняется одним реле, включенным в одну из фаз. Используем те же трансформаторы тока, что и для токовой защиты (коэффициент трансформации , коэффициент схемы ).Ток срабатывания защиты определяется из условия отстройки от номинального тока двигателя:

где - коэффициент отстройки;

- коэффициент возврата.

Ток срабатывания реле:

Выбираем реле РТ-40/10 с последовательным соединением катушек. По времени защита отстраивается от времени пуска:

где - время пуска электродвигателя (10 сек);

- время селективности (0,5 сек).

Защита от перегрузки также выполняет функции защит от:- сверхтоки при обрыве фаз;- витковое замыкание обмоток статора, по ПУЭ необязательна.

3.2.3 Защита от понижения напряжения

Для выполнения защиты будем использовать реле напряжения типа РН - 54, которое имеет коэффициент возврата .

Выбираем трансформатор напряжения типа НОМ-10., .

Коэффициент трансформации трансформатора напряжения:

Напряжение срабатывания реле отстраиваем от минимального рабочего напряжения, которое составляет 80% от номинального:

И от максимального допустимого значения напряжения, 130%:

Напряжение срабатывания реле напряжения:

где - коэффициент отстройки;

- коэффициент возврата;

- минимальное и максимальное напряжение работы электродвигателя;

Напряжение срабатывания реле:

Выбираем реле напряжения РН - 56/160 и РН - 53/200.Время срабатывания защиты принимаем 20 сек. Выбираем реле времени РВ - 01 с пределами регулирования от 0,1 до 50 сек.

3.2.4 Защита электродвигателей от замыканий на землю в сети 6-10 кВ

В соответствии с ПУЭ селективная защита обязательна при и и и .Ток срабатывания выбирается, так же как и для защит других элементов от этого повреждения:

где

где: С - ёмкость фазы двигателя;

Iф.эл. - собственный ёмкостной ток фазы двигателя.

Ёмкость фазы двигателя:

Устанавливаем реле РТ-40/100

3.3 Расчет релейной защиты блоков линия-трансформатор

3.3.1 Быстродействующая защита от многофазных коротких замыканий

Для расчета РЗА воспользуемся ранее приведенными таблицами токов короткого замыкания и выбора мощностей трансформатора.

ТП №1.Блок кабельная линия-трансформатор

Токовая отсечка: быстродействующая защита от многофазных коротких замыканий в кабельной линии.

Отстраивается от токов коротких замыканий за трансформатором.

I_С.З=К_НI_k11max ,I_С.З= 1,35,750= 7,475(кА),

где К_отс= 1,3 - коэффициент отстройки.

Если коэффициент чувствительности получается меньше 1,2, то токовую отсечку не устанавливаем, так как время срабатывания МТЗ менее 0,5 сек., что допускается ПУЭ. Дальнейший расчет для остальных ТП сводим в таблицу 36.



Таблица 36

Результаты расчета токовой отсечки

№ ТП	kотс.	Ikmax (кА)	Iсз (кА)	Iк.мин. (кА)	Kч	Kч
1	1,3	6,227	8,275	3,136	0,315	1,2
2	1,3	2,493	2,295	1,788	0,523	1,2
3	1,3	3,027	3,853	2,047	0,453	1,2
4	1,3	3,701	4,953	2,334	0,416	1,2
5	1,3	3,291	4,196	2,164	0,441	1,2
6	1,3	3,579	4,508	2,285	0,307	1,2
7	1,3	2,433	3,222	1,538	0,537	1,2
8	1,3	3,198	4,084	2,123	0,445	1,2
9	1,3	2,995	3,853	2,032	0,453	1,2
10	1,3	5,567	7,229	2,977	0,381	1,2

3.3.2 Максимальная токовая защита от внешних коротких замыканий

Ток срабатывания МТЗ выбирается из условий несрабатывания защиты в режимах после отключения близкорасположенного к.з.

Используем трех релейную схему, чтобы МТЗ реагировала на все виды коротких замыканий. Третье реле устанавливается в обратный провод.Для проверки чувствительности необходимо рассчитать однофазные короткие замыкания за трансформатором.

Дальнейший расчет сводим в таблицу 37.



Таблица 37

Расчет однофазных коротких замыканий

№ ТП	U (В)	Z(1)тр(Ом)	I(1) (кА)
1	230	0,129	5348,84
2	230	0,129	5348,84
3	230	0,054	12777,78
4	230	0,081	8518,52
5	230	0,054	8518,52
6	230	0,081	8518,52
7	230	0,081	8518,52
8	230	0,054	8518,52
9	230	0,054	8518,52
10	230	0,129	3538,46

Коэффициент чувствительности

Ток срабатывания реле

Выбираем реле РТ-40/20

Время срабатывания защиты принимаем

Выбираем реле времени РВ- 225 с пределами плавного регулирования времени 0,25-3,5 сек.

Если коэффициент чувствительности не достаточен, то используем пуск по напряжению. Тогда принимаем К'_СЗП=1 и расчет повторяется.

Расчет МТЗ для остальных ТП сводим в таблицу 38.



Таблица 38

Расчет МТЗ

№ ТП	kн	k' сзп	kв	Iраб. Max (А)	Iсз (А)	I(1) кз.вн (кА)	Kч	Kч	K сх	Kт	I с.р. (А)	РТ-40	Tсз (сек)
1	1,15	1,7	0,85	30,76	70,75	5348,84	2,99	1,5	1	20	8,55	10	0,25
2	1,15	1,7	0,85	29,22	67,21	5348,84	2,57	1,5	1	20	4,16	10	0,25
3	1,15	1,7	0,85	95,05	218,62	12777,78	2,29	1,5	1	20	11,16	20	0,25
4	1,15	1,7	0,85	48,74	112,10	8518,52	2,41	1,5	1	20	10,61	20	0,25
5	1,15	1,7	0,85	79,43	182,68	8518,52	3,76	1,5	1	20	4,53	10	0,25
6	1,15	1,7	0,85	50,35	115,81	8518,52	2,46	1,5	1	20	6,94	10	0,25
7	1,15	1,7	0,85	38,49	88,54	8518,52	2,50	1,5	1	20	6,82	10	0,25
8	1,15	1,7	0,85	69,30	159,38	8518,52	3,89	1,5	1	20	2,75	10	0,25
9	1,15	1,7	0,85	88,90	204,48	8518,52	3,60	1,5	1	20	4,74	10	0,25
10	1,15	1,7	0,85	18,42	58,98	3538,46	2,88	1,5	1	20	2,46	10	0,25

3.4 Релейная защита конденсаторных установок

Основной вид повреждений КУ - пробой конденсаторов, которые приводят к двухфазным к.з. Возможны также ненормальные режимы: перегрузка конденсаторов высшими гармониками тока и повышение напряжения. Защита от многофазных к.з. предусматривается для всей КУ в целом.

В сетях выше 1 кВ она выполняется предохранителями или двухфазной токовой отсечкой.

Ток срабатывания защиты принимается по условию

,

где К_ОТС=2-2,5 для токовой защиты.



Коэффициент чувствительности

Ток срабатывания реле

Выбираем реле тока РТ-40/10 и промежуточное реле РП-25.Защита от перегрузки предусматривается в тех случаях, когда возможна перегрузка высшими гармониками тока из-за непосредственной близости мощных выпрямительных установок. Так как их нет, то защиту от перегрузки не устанавливаем.Защита от повышения напряжения устанавливается в зависимости от условий работы КУ. Напряжение срабатывания принимается равным:

Выбираем реле напряжения РН-53/160.Время срабатывания защиты принимаем t_СЗ=4 мин.

4. Учет электроэнергии

Согласно 1.5.11 [1] для предприятия, рассчитывающегося с электроснабжающей организацией по максимуму заявленной мощности, следует предусматривать установку с указателем максимума нагрузки при наличии одного пункта учета, при наличии двух или более пунктов учета - применение автоматизированной системы учета электроэнергии:

1) на стороне среднего и низшего напряжения силовых трансформаторов, если на стороне высшего напряжения применение измерительных трансформаторов не требуется для других цепей;

2) на трансформаторах собственных нужд, если электроэнергия, отпущенная на собственные нужды, не учитывается другими счетчиками, при этом счетчики рекомендуется устанавливать со стороны низшего напряжения.

Для потребителей каждой тарификационной группы следует устанавливать отдельные счетчики.

По 1.5.12 [1] счетчики реактивной электроэнергии должны устанавливаться на тех же элементах схемы, на которых установлены счетчики активной энергии для потребителей, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной к использованию реактивной мощности.

Согласно 1.5.42 [1] на предприятиях следует предусматривать техническую возможность установки (в условиях эксплуатации) стационарных или применение инвентарных переносных счетчиков для контроля за соблюдением лимитов расхода электроэнергии цехами и т.д.

По 1.5.44 [1] классы точности счетчиков технического учета активной электроэнергии должны соответствовать значению 2,0.

Классы точности счетчиков технического учета реактивной электроэнергии допускается выбирать на одну ступень ниже соответствующего класса точности счетчиков технического учета активной электроэнергии.

Класс точности трансформаторов тока и напряжения для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии по 1.5.16 [1] должен быть не более 0,5. Допускается использование трансформаторов напряжения класса точности 1,0 для включения расчетных счетчиков класса точности 2,0.

Для присоединения счетчиков технического учета допускается использование трансформаторов тока класса точности 1,0, а также встроенных трансформаторов тока класса точности ниже 1,0, если для получения класса точности 1,0 требуется установка дополнительных комплектов трансформаторов тока.

Для учета электроэнергии используем счетчик СЭТ-4ТМ.03М - счетчик электроэнергии трехфазный многотарифный микропроцессорный универсальный. Применяется для учета электроэнергии в энергосистемах и на промышленных предприятиях. Технический и коммерческий учет межсистемных и сетевых перетоков, выработки и потребления энергии.

Измерение параметров сети. Может использоваться в составе любых автоматизированных систем технического и коммерческого учета.

Совмещенный учет электроэнергии в энергосистемах любого уровня.

-- Класс точности (активной/реактивной энергии): 0,2/0,5

-- Номинальное фазное напряжение: 127 (220)В;

-- Номинальный ток: 1А; 10А;

-- Трехфазная трехпроводная схема включения;

-- Электронный тип отсчетного механизма;

-- Телеметрический канал



5. Технико-экономические расчеты

Капиталовложения на сооружения СЭС цеха

Капиталовложение - это совокупные затраты материальных, трудовых и денежных ресурсов, необходимых для создания новых, расширения действующих, а так же реконструкции и технического перевооружения предприятий.

Определяем суммарные капиталовложения:

где - транспортно складские расходы. По укрупненным показателям принимаем в размере 17% от цены оборудования:

- строительно-монтажные работы

- ликвидационная стоимость

Таблица 39

Сметная ведомость на оборудование

№	Наименование оборудования	Цена (руб.)	Ко-во (шт., м)	Стоим. (руб.)	K тс (руб.)	K смр (руб.)	K сумм (руб.)
	Автоматические выключатели
1	ВА 53-43(1600/1600)	41 927	1	41 927	7 128	20 964	70 018
2	ВА 51Г-33(160/160)	1 350	2	2 700	459	1 350	4 509
3	ВА 51Г-33(160/125)	1 142	3	3 426	582	1 713	5 721
4	ВА 51Г-33(160/100)	1 295	1	1 295	220	648	2 163
5	ВА 51Г-31(100/100)	993	1	993	169	497	1 658
6	ВА 51Г-31(100/50)	542	2	1 084	184	542	1 810
7	ВА 51Г-31(100/40)	452	3	1 356	231	678	2 265
8	ВА 51Г-31(100/31,5)	387	3	1 161	197	581	1 939
9	ВА 51Г-31(100/25)	306	11	3 366	572	1 683	5 621
10	ВА 51Г-31(100/20)	283	9	2 547	433	1 274	4 253
11	ВА 51Г-31(100/12,5)	144	1	144	24	72	240
12	ВА 51Г-31(100/10)	112	3	336	57	168	561
13	ВА 51Г-31(100/6,3)	100	3	300	51	150	501
	Кабели, провода
14	АВВГ 4х16	42	23	963	164	481	1 608
15	АВВГ 4х10	30	29	866	147	433	1 447
16	АВВГ 4х6	20	112,4	2 230	379	1 115	3 724
17	АВВГ 4х4	14	171,8	2 405	409	1 203	4 017
18	АВВГ 4х2,5	11	78,8	881	150	440	1 471
19	АВВГ 3х70+1х35	189	95,9	18 077	3 073	9 039	30 189
20	АВВГ 3х50+1х25	112	39,2	4 380	745	2 190	7 315
21	АВВГ 3х35+1х16	85	92,5	7 889	1 341	3 945	13 175
22	АВВГ 3х25+1х16	63	9	569	97	284	949
23	ВВГ 4х4	89	6	534	91	267	892
24	ВВГ 3х2,5	37	143,2	5 233	890	2 616	8 738
	Распределительные щиты
25	ПР-85-3-005-54-УХЛ2	4 600	2	9 200	1 564	4 324	15 088
26	ПР-85-3-002-54-УХЛ2	4 600	1	4 600	782	2 162	7 544
27	ПР-85-3-046-54-УХЛ2	4 600	1	4 600	782	2 162	7 544
	Компенсатор
28	УКН-0,38-100-У3	46 760	1	46 760	7 949	21 977	76 686
	Трансформатор
29	ТМ - 1000/0,4	358 318	1	358 318	60 914	168 409	587 642
	Защита ТР
30	МТЗ 1000/0,4	5 786	1	5 786	984	2 719	9 489
	ЩО
31	ЩО-5 -31-08-54УХЛ4	2 640	1	2 640	449	1 320	4 409
	Светильники
32	ЛПО12 -2х40	450	94	42 300	7 191	21 150	70 641
	Лампы
33	ЛТБ - 40	25	188	4 700	799	2 350	7 849
	Комплектующие
34	Розетка	27	6	162	28	81	271
35	Выключатели	40	3	120	20	60	200



Суммарные капиталовложения составят:

Расчёт эксплуатационных затрат на содержание внутрицеховой СЭСОпределение численности работников электротехнической службы и фонда заработной платы.

Суммарный объём работ по ремонту и обслуживанию оборудования:

где - категория ремонтной сложности оборудования СЭС.

- категория ремонтной сложности электротехнологической части основного производственного оборудования.

Таблица 40

Категория ремонтной сложности электрооборудования

№	Наименование оборудования	Категория ремонтной сложности
		Ед. из.	Всего
	Автоматические выключатели
1	ВА 53-43(1600/1600)	2	2
2	ВА 51Г-33(160/160)	2	6
3	ВА 51Г-33(160/125)	2	2
4	ВА 51Г-33(160/100)	2	4
5	ВА 51Г-31(100/100)	2	2
6	ВА 51Г-31(100/50)	2	4
7	ВА 51Г-31(100/40)	2	6
8	ВА 51Г-31(100/31,5)	2	6
9	ВА 51Г-31(100/25)	2	22
10	ВА 51Г-31(100/20)	2	18
11	ВА 51Г-31(100/12,5)	2	2
12	ВА 51Г-31(100/10)	2	6
13	ВА 51Г-31(100/6,3)	2	6
	Кабели, провода
14	АВВГ 4х16	3	0,69
15	АВВГ 4х10	2	0,58
16	АВВГ 4х6	2	2,25
17	АВВГ 4х4	2	3,44
18	АВВГ 4х2,5	1,5	1,18
19	АВВГ 3х70+1х35	4,5	4,32
20	АВВГ 3х50+1х25	4	1,57
21	АВВГ 3х35+1х16	3,5	3,24
22	АВВГ 3х25+1х16	3,5	0,32
23	ВВГ 4х4	2	0,12
24	ВВГ 3х2,5	1,5	2,15
	Распределительные щиты
25	ПР-85-3-005-54-УХЛ2	3	6
26	ПР-85-3-002-54-УХЛ2	3	3
27	ПР-85-3-046-54-УХЛ2	3	3
	Компенсатор
28	УКН-0,38-100-У3	3	3
	Трансформатор
29	ТМ - 1000/0,4	13	13
	Защита ТР
30	МТЗ 1000/0,4	2,5	2,5
	ЩО
1	ЩО-5 -31-08-54УХЛ4	2	2
	Светильники
32	ЛПО 12-2 х40	1,2	112,8
Итого:	252,92

Таблица 41

Категория ремонтной сложности электротехнической части основного производственного оборудования

№	Наименования станков	Pн (кВт)	N (шт.)	Категория ремонтной сложности
				Ед. изд.	Всего
1	Вертикально фрезерный станок	5,5	1	2,1	2,1
2	Токарно-винторезный станок	7	2	2,1	4,2
3	Горизонтально фрезерный станок	5,5	1	2,1	2,1
4	Поперечно строгальный станок	7	1	2,1	2,1
5	Токарно-винторезный станок	7	1	2,1	2,1
6	Токарно-винторезный станок	15	1	2,6	2,6
7	Настольно сверлильный станок	1,5	1	1,3	1,3
8	Вертикально сверлильный станок	2,2	1	1,3	1,3
9	Отрезной станок	3	1	1,3	1,3
10	Завивочный станок	2,2	1	1,3	1,3
11	Стенд для испытания тросов	5	1	1,6	1,6
12	Зубофрезерный станок	7	2	2,1	4,2
13	Зубодолбёжный станок	5	1	1,6	1,6
14	Токарно-винторезный станок	7	1	2,1	2,1
15	Стенд очистки масел	10	1	2,1	2,1
16	Стеллаж механизированный	5	4	1,6	6,4
17	Ножницы гильотинные	10	1	2,1	2,1
18	Ножницы высечные	5	1	1,6	1,6
19	Зиг машина	3	1	1,3	1,3
20	Долбёжный станок	3	1	1,3	1,3
21	Настольно сверлильный станок	1,5	1	1,3	1,3
22	Сварочный автомат	15	1	2,6	2,6
23	Сварочный автомат	21	1	3,7	3,7
24	Установка пламенной резки	28	1	3,7	3,7
25	Сварочный выпрямитель	25	1	3,7	3,7
26	Станок для алмазной заточки инструмента	1,5	1	1,3	1,3
27	Точильно-шлифовальный станок	3	1	1,3	1,3
	Итого:		32		62,3

Тогда суммарный объем работ:

Определяем трудоёмкость ремонтных операций по объекту. Для укрупнённых расчётов, связанных с планированием и учётом работ в системе ППР и технического обслуживания вводится понятие трудоёмкость ремонтных операций :

где - среднее количество малых, средних и капитальных ремонтов в год. - нормы времени на проведения соответствующего вида работы на одну ремонтную единицу.

Год

Час

Определяем количество необходимого ремонтного персонала.

Ремонтный персонал - это персонал, обеспечивающий техническое обслуживание и ремонт, монтаж, наладку и испытание электрооборудования.

Основными задачами ремонтного производства является: обеспечение постоянной нормальной работоспособности оборудования; проведение мероприятий по предупреждению физического износа; сокращение простоев оборудования в ремонте; уменьшение времени и затрат на проведение ремонтных работ; модернизация устаревших станков и машин.

Количество ремонтного персонала рассчитывается по формуле:

где F_эф = 1183 (час·год) - эффективный фонд рабочего времени одного человека;

К_пр = 1,1 - коэффициент перевыполнения норм выработки.

Принимаем человек.Определяем количество дежурного персонала по формуле:

где С_Н - сменность работы оборудования;

Н_P = 550 - норматив обслуживания на одного рабочего ремонтных единиц.

Принимаем человек.

Общее количество рабочих электротехнической службы определим из выражения:

Фонд заработной платы работников электротехнической службы определим из выражения:

где - число рабочих;

- тарифная ставка (руб./час);

- эффективный фонд рабочего времени одного человека в часах;

- коэффициент премиальной надбавки.

Расчёт дополнительных затрат на содержания и эксплуатацию СЭС цеха. Затраты на основное и вспомогательные материалы для проведения ППР энергетического оборудования. По укрупнённым показателям стоимости принимаем 1,5% от балансовой стоимости оборудования, то есть затраты на материалы:



Затраты на текущее обслуживание и ремонт электрооборудования по укрупнённым показателям стоимости (УПС) принимаем 3% от ФЗП:

Затраты на амортизацию оборудования и устройств принимаем 6,4% от стоимости оборудования:

Затраты на потери электроэнергии в трансформаторах определяем по формуле:

где - потери холостого хода в трансформаторе (кВт),

для трансформатора ТМ 1000/0,4;

;

- ставка за мощность кВт в месяц (руб./кВт),

;

- время использования максимума нагрузки (час),

:

1 смена - 1500ч20002 смены - 2500ч4000

- ставка за энергию (коп/кВт•ч),

- время включения в год (час),

:

1 смена - 2000

2 смены - 4000

3 смены - 6000

Затраты на потери электроэнергии в линиях определяем по формуле:

Тогда:

Смета затрат на содержание и эксплуатацию СЭС цеха

Таблица 42

Смета затрат на содержание и эксплуатацию СЭС цеха

Статьи затрат	Условное обозначение	Стоимость (руб.)
Годовой фонд заработной платы рабочим электротехнической службы	ФЗП	596232
Затраты на основные и вспомогательные материалы	Зм	877467
Затраты на текущее обслуживание и ремонт	Зтор	17886,96
Амортизация	За	37310,59
Потери электроэнергии в трансформаторах	Зтр	3013494
Потери в линии	Злин	27 869,83
Итого:		718 178,99

Расчёт внутрицеховой себестоимости электрической энергии.

Годовой расход электрической энергии по цеху.

Годовой расход электрической энергии по цеху определяется по формуле:

где - годовой расход электроэнергии (кВт•ч/год) с силовыми электроприемниками;

- годовой расход электроэнергии осветительными приборами (кВт•ч/год).

где - расчетная активная мощность силовых электроприёмников (кВт);

- время использования максимальной нагрузки (час/год).

где - расчётная активная мощность осветительной нагрузки (кВт);

- максимальное время работы освещения (для 1-о сменного предприятия

;

Определение внутрицеховой себестоимости электроэнергии.

Предприятия, суммарная договорная мощность которых 750 кВт·А и выше, производят расчёт за электроэнергию по двухставочному тарифу.

Плата составит сумму фактического потребления электроэнергии и плату за установленную, заявленную договором мощность:

бв

Рассчитаем внутрицеховую себестоимость электроэнергии с учётом эксплуатационных затрат:

Таблица 43

Основные технико-экономические показатели

Наименование показателя	Усл. обознач.	Ед. измер.	Кол-во
Годовое потребление	Wг	МВт*ч	198
Капитальные затраты на сооружения	УK	Тыс. руб.	961
Годовые затраты:
а) плата за электроэнергию	П	Тыс. руб.	419,821
б) эксплуатационные затраты	Эз	Тыс. руб.	718,179
Численность работников электротехнической службы	R	Чел.	8
Сменность работающего оборудования	Сн		1 смена
Внутрицеховая себестоимость 1 кВт*ч птребляемой электроэнергии	Сц	Руб.	5,7

По причине сравнительно невысокой ремонтной сложности силовых технологических установок, расположенных в цехе, для его надёжного функционирования оказалось необходимо восемь человек ремонтного персонала, что отразилось в малой доле годовых эксплуатационных затрат во внутрицеховой себестоимости электроэнергии. Основную долю здесь составляет плата за потреблённую электроэнергию и установленную мощность.

Технико-экономический расчет предприятия

Определяем годовой расход электроэнергии для осветительных установок:

где - суммарная активная мощность освещения, кВт;

- максимальное время работы освещения.

Для односменной работы

Определяем годовой расход электроэнергии для силового электрооборудования:

Годовой расход реактивной электроэнергии по заводу:

Годовой расход активной электроэнергии по заводу:



6. Безопасность жизнедеятельности

6.1 Заземление и защитные меры электробезопасности

Во избежание поражения людей при прикосновении к конструкциям или корпусам оборудования, оказавшимся под напряжением, применяют ряд защитных мер: защитное заземление, выравнивание потенциалов, защитное отключение, разделяющие трансформаторы, защитные средства и т.п.Защитное заземление от поражения персонала электрическим током при повреждении оборудования. Другая защитная мера - выравнивание потенциалов, которую применяют совместно с системой заземления и другими защитными мероприятиями, достигается устройством контуров заземления, внутри которых размещают электроустановки.

Внутри такого контура напряжение прикосновения и напряжение шага значительно меньше, чем вне его. В ряде случаев невозможно достичь безопасных условий работы без выравнивания потенциалов.

Эффективной защитой является устройство быстродействующего защитного отключения электроустановки при однофазном замыкании на землю, которое выполняют в тех случаях, когда необходимое защитное заземление осуществить трудно.

В сетях до 1000 В в качестве защитной меры используют разделяющие трансформаторы, что позволяет изолировать питание электроприемников от общей электрической сети. Вторичная обмотка разделяющего трансформатора не заземляется и прикосновение к ней не создает опасности, поскольку вторичная сеть небольшая, то есть токи утечки малы и неопасны для человека. Разделяющие трансформаторы следует применять при работе с переносными электроприемниками, если они не выполнены на безопасное напряжение.

В качестве защитных мер используют также изолирующий инструмент, подставки и другие защитные средства. Каждая из защитных мер обладает преимуществами и недостатками и поэтому имеет свою область применения.

Проведение тока в землю и обеспечение безопасности прикосновения к заземленным предметам для людей, обслуживающих электроустановку и находящихся вблизи нее, является непростой задачей, в особенности в эффективно заземленных сетях, где ток, на который должен быть рассчитан заземлитель, достигает многих тысяч и даже десятков тысяч ампер, а также при неблагоприятных местных условиях на площадках с большими удельным сопротивлением земли.

В электрических системах нельзя полностью исключить соприкосновение с опасными напряжениями всюду, всегда и при всех условиях. Поэтому задачу обеспечения безопасности следует понимать в смысле уменьшения вероятности соприкосновения с опасными предметами, насколько это возможно и целесообразно.

Заземляющие устройства должны удовлетворять требованиям обеспечения безопасности людей и защиты электроустановок, а также обеспечения эксплуатационных режимов работы, §41.1 [9].

Все металлические части электрооборудования и электроустановок, которые могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции, должны быть заземлены. Металлические и другие проводящие части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, могут оказаться кратковременно или длительно под напряжением вследствие нарушения изоляции. Прикосновение человека к таким частям может привести к поражению его электрическим током. Опасность поражения человека электрическим током может быть обусловлена также стеканием электрического тока с какой-либо части электроустановки в землю и протеканием электрического тока в земле при повреждении изоляции.

Согласно 1.7.32 [1] для защиты людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции должна быть применена, по крайней мере, одна из следующих защитных мер: заземление, зануление, защитное отключение, разделительный трансформатор, малое напряжение, двойная изоляция, выравнивание потенциалов.1.7.45 [1]. При невозможности выполнения заземления, зануления и защитного отключения, допускается обслуживание электрооборудования с изолирующих площадок.

Изолирующие площадки должы быть выполнены так, чтобы прикосновение к представляющим опасность незаземленным частям могло быть только с площадок: при этом должна быть исключена возможность одновременного прикосновения к электрооборудованию и частям другого оборудования и частям здания.

Согласно 1.7.51 [1] заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом, включая сопротивление естественных заземлителей.

В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории, занятой оборудованием, следует прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители и соединять их между собой в заземляющую сетку.

Горизонтальные заземлители следует прокладывать по краю территории, занимаемой заземляющим устройством, так, чтобы они в совокупности образовывали замкнутый контур.

Согласно §7.4 [13] при эксплуатации энергетического оборудования используются следующие средства защиты, приспособления и инструменты:

а) средства защиты при работах в электроустановках;

б) общие средства защиты и спецодежда при эксплуатации энергетического оборудования;

в) инструменты и приспособления.

К средствам защиты, применяемым при работах в электроустановках, относятся: изолирующие защитные средства (штанги изолирующие, клещи изолирующие, указатели напряжения, резиновые диэлектрические перчатки, боты и т.д.); прочие защитные средства (переносные заземлители, защитные очки, плакаты предупредительные, предохранительные пояса и др.).

В соответствии с Правилами персонал, обслуживающий электроустановки, должен быть снабжен всеми необходимыми средствами защиты, обеспечивающими безопасность его работы. Средства защиты должны находиться в качестве инвентарных в распределительных устройствах, цехах, распределительных пунктах электросетей, на трансформаторных подстанциях или входить в инвентарное имущество оперативно-выездных бригад.

Во время эксплуатации средства защиты подвергаются периодическим электрическим и механическим испытаниям и внеочередным испытаниям в случае неисправности или после их ремонта.

На средства защиты, прошедшие испытания, кроме инструмента с изолирующими рукоятками и указателей напряжения до 1000 В, ставят штамп, установленной Правилами формы. Регистрацию инструмента с изолирующими рукоятками и указателей напряжения до 1000 В и предохранительных монтерских поясов проводят в журнале учета и содержания защитных средств по их инвентарным камерам. У переносных заземлений проверяется отсутствие механических повреждений (разрывов проводников).

6.2 Меры защиты от прямого и косвенного прикосновения

1. Сверхнизкое(малое) напряжение(СНН) в электроустановках напряжением до 1кВ может быть применено для защиты от поражения электрическим током при прямом и/или косвенном прикосновениях в сочетании с защитным электрическим разделением цепей или в сочетании с автоматическим отключением питания.

В качестве источника питания цепей СНН в обоих случаях следует применять безопасный разделительный трансформатор в соответствии с ГОСТ 30030 «Трансформаторы разделительные и безопасные разделительные трансформаторы» или другой источник СНН, обеспечивающий равноценную степень безопасности.

Токоведущие части цепей СНН должны быть электрически отделены от других цепей так, чтобы обеспечивалось электрическое разделение, равноценное разделению между первичной и вторичной обмотками разделительного трансформатора.

Проводники цепей СНН, как правило, должны быть проложены отдельно от проводников более высоких напряжений и защитных проводников, либо отделены от них заземлённым металлическим экраном (оболочкой), либо заключены в неметаллическую оболочку дополнительно к основной изоляции.

Вилки и розетки штепсельных соединителей в цепях СНН не должны допускать подключение к розеткам и вилкам других напряжений.

Штепсельные розетки должны быть без защитного контакта.

При значениях СНН выше 25 В переменного или 60 В постоянного тока должна быть также выполнена защита от прямого прикосновения при помощи ограждений, или оболочек, или изоляции, соответствующей испытательному напряжению 500 В переменного тока в течение 1 мин.

2. При применении СНН в сочетании с электрическим разделением цепей открытые проводящие части не должны быть преднамеренно присоединены к заземлителю, защитным проводникам или открытым проводящим частям других цепей и к сторонним проводящим частям, кроме случая, когда соединение сторонних проводящих частей с электрооборудованием необходимо, а напряжение на этих частях не может превысить значение СНН.

СНН в сочетании с электрическим разделением цепей следует применять, когда при помощи СНН необходимо обеспечить защиту от поражения электрическим током при повреждении изоляции не только в цепи СНН, но и при повреждении изоляции в других цепях, например, в цепи, питающей источник. При применении СНН в сочетании с автоматическим отключением питания один из выводов источника СНН и его корпус должны быть присоединены к защитному проводнику цепи, питающей источник.

3. В случаях, когда в электроустановке применено электрооборудование с наибольшим рабочим (функциональным) напряжением, не превышающим 50 В переменного или 120 В постоянного тока, такое напряжение может быть использовано в качестве меры защиты от прямого и косвенного прикосновения, если при этом соблюдены требования 1-2.