Для ступеней распределения берем данные по таблице 1.9.4 [15.60]

Rc1 = 20 мОм Rc2 = 25 мОм

3. Упрощаем схему замещения, вычисляем эквивалентные сопротивления на участках между точками короткого замыкания и наносим на схему (рисунок 10.3).

Rэ1 = Rкл1 + Rт + R1SF + RII1SF + Rc1 (10.2)

Rэ1 = 28,1 + 2 + 0,1 + 0,15 + 20 = 50,35 мОм

Хэ1 = Хкл1 + Хт + Х1SF (10.3)

Хэ1 =2,8 + 8,5 +0,1 = 11,4 мОм

Rэ2 = RАII/2 + RIIA/2 + Rкл2 + Rш + Rc2 (10.4)

Rэ2 = 0,15 + 0,4 + 0,425 + 0,42 + 25 = 26.39 мОм

Хэ2 = ХАII/2 + Хкл2 + Хш (10.4)

Хэ2 = 0,17 + 0,4 + 0,42 = 0,99 мОм

Rэ3 = RА1 + RIIA1 + Rкл3 (10.5)

Rэ3 = 0,4 + 0,6 + 40,5 = 41,5 мОм

Хэ3 = ХА1 + Хкл3 (10.6)

Хэ3 = 0,5 + 12 = 12,5 мОм

4. Вычисляем сопротивления до каждой точки короткого замыкания и заносим данные в «Сводную ведомость».

Rк1 = Rэ1 = 50,35 мОм Хк1 = Хэ1 = 11,4 мОм

(10.7)

мОм

Rк2 = Rэ1 + Rэ2 = 50,35 + 26,39 = 76,74 мОм

Хк2 = Хэ1 + Хэ2 = 11,4 + 0,99 = 12,39 мОм

мОм

Rк3 = Rк2 + Rэ3 = 76,74 + 41,5 = 118,2 мОм

Хк3 = Хк2 + Хэ3 = 12,39 + 12,5 =24,89 мОм

мОм

Rк1/ Хк1 = 50,35/11,4 = 4,4

Rк2/ Хк2 = 76,74/12,39 = 6,2

Rк3/ Хк3 = 118,2/24,89 = 4,74

5. Определяем коэффициент Ку и q

(10.8)

где Ку - ударный коэффициент, равный 1 [15.59]

 (10.9)

где q - коэффициент действующего значения ударного тока

6. Определяем трехфазные и двухфазные точки короткого замыкания и заносим в «Сводную ведомость».

(10.10)

кА

кА

кА

(10.11)

где - действующее значение ударного тока, кА

кА

кА

кА

(10.12)

кА

кА

кА

(10.13)

кА

кА

кА

Таблица 10.1 Сводная ведомость токов КЗ

Точка КЗ	Rк, мОм	Хк, мОм	Zк, мОм	Rк / Хк,	Ку	q	, кА	, кА	, кА	, кА	Zп, мОм	, кА
К1	50,35	11,4	51,62	4,4	1	1	4,48	6,32	4,48	3,87	20	5,47
К2	76,74	12,39	77,73	6,2	1	1	2,82	3,98	2,82	2,43	46,7	2,98
К3	118,2	24,89	120,79	4,74	1	1	1,81	2,55	1,81	1,56	129,9	1,4

7. составляется схема замещения для расчета 1-фазных токов КЗ (рисунок 10.2) и определяются сопротивления.

Рисунок 10.2

Для кабельных линий:

Хпкл2 = х0п · L кл2 = 0,15 · 5 = 0,75 мОм

R пкл2 =2 r0 · L кл2 = 2 · 0,085· 5 = 0,85 мОм

R пш = r0 пш · Lш = 0,42 · 2 = 0,84 мОм

Х пш =х0 пш · Lш = 0,42 · 2 = 0,84 мОм

R пкл3 =2 r0 · L кл3 = 2 · 0,27· 150 = 81 мОм

Хпкл3 = х0п · L кл3 = 0,15 · 150 = 22,5 мОм

Z п1 = 20 мОм

R п2 = Rс1 + R пкл2 + R пш + Rс2 = 20 + 0.85 + 0.84 + 25 = 46.69 мОм

Хп2 = Хпкл2 + Х пш = 0,75 + 0,84 = 1,59 мОм

Z п2 = мОм

R п3 = R п2 + R пкл3 =46,69 + 81 = 127,7 мОм

Хп3 = Хп2 + Хпкл3 = 1,59 + 22,5 = 24,09 мОм

Z п3 = мОм

= 0,23·10?/ (15 + 81/3) = 5,47 кА

= 0,22·10?/(46,7 + 81/3) = 2,98 кА

= 0,22·10?/(129,9 + 81/3) = 1,4 кА

Результаты расчета токов короткого замыкания представлены в «Сводной ведомости токов КЗ», таблица 10.1.

10.1 Проверка элементов цеховой сети

Для уменьшения последствий аварий в электрической сети при коротких замыканиях необходимо обеспечить быстрое отключение поврежденного элемента сети, выбирать аппаратуру таким образом, чтобы она была устойчивой при кратковременном воздействии тока короткого замыкания.

Аппараты защиты проверяют на:

- надежность срабатывания;

- отключающую способность;

- отстройку от пусковых токов.

1. Согласно условиям по токам короткого замыкания автоматы защиты проверяются:

а) на отключающуюся способность

1SF: 31 > 1,41·4,48 кА

АII/2: 25 > 1,41·2,82 кА

А1: 12,5 > 1,41·1,81 кА

Автоматы при коротком замыкании отключаются не разрушаясь.

б) на надежность срабатывания

1SF: 3,87 ? 3·1,28 кА

АII/2: 2,43 ? 3·0,4 кА

А1: 1,56 ? 3·0,16 кА

Надежность срабатывания автоматов обеспечена.

в) на отстройку от пусковых токов. Учтено при выборе К0 для I у(кз) каждого автомата.

I у(кз) ? Iп для электродвигателя

I у(кз) ? Iпик для распределительного пункта

2. Согласно условиям проводники проверяются:

- на термическую стойкость

КЛ 2 (1СШ - 1ШР)

; 2 х 185 > 40,4 мм?

(10.1.1)

где - термический коэффициент, для алюминия равный 11 [15.72];

мм?

- приведенное время действия токов короткого замыкания, равный 1,7 (1 ступень) [15.72];

КЛ 3 (1ШР - Трансформатор М2/1)

; 120 > 18,9 мм?

мм?

По термической стойкости кабельные линии удовлетворяют.

- на соответствие выбранному аппарату защиты. Учтено при выборе сечение проводника

220 А > 1·1,25·160 = 200 А 220 А > 200 А

3. Согласно условиям шинопровод проверяется:

- на динамическую стойкость:

(10.1.2)

где - допустимое механическое напряжение в шинопроводе, Н/см?;

- фактическое механическое напряжение в шинопроводе, Н/см?.

Для медных шин Н/см, [15.70]

(10.1.3)

(10.1.4)

где Ммакс - наибольшей изгибающей момент, Н·см;

W - момент сопротивления сечения, см?;

l - длина участка, км;

- максимальное усилие на шину, Н.

Момент сопротивления находим по формуле [15.69]:

W = b·h?/6

Так как Lш = 2 м (расстояние от начала ответвления), то достаточно иметь один пролет l = 3 м, тогда:

(10.1.5)

где l - длина пролета между соседними опорами, см;

а - расстояние между осями шин, см;

iу - ударный ток короткого замыкания, трехфазный, кА.

Н

см?

Ммакс = 0,125 · 83,6 · 3 · 10? = 3135 Н·см

Н/см

(14·10?) (0,591·10?)

Шинопровод динамически устойчив.

- на термическую стойкость:

Sш ? Sш.тс (10.1.6)

где Sш - фактическое сечение шинопровода, мм?;

Sш.тс - термически стойкое сечение шинопровода, мм?;

Sш = b·h = 5·80 = 400 мм?

мм?

где = 6 = для меди [15.70]

(400 мм?) Sш ? Sш.тс (22 мм?)

Шинопровод термически устойчив, следовательно, он выдержит кратковременно нагрев при коротком замыкании до 200?С.

11. Релейная защита цехового трансформатора

В условиях эксплуатации возможны повреждения отдельных элементов системы электроснабжения.

Релейной защитой называют комплект специальных устройств обеспечивающий автоматическое отключение поврежденной части электрической сети, установки.

Релейная защита и автоматика должны удовлетворять ряду требований, основными из которых являются селективность, чувствительность, быстродействие, надежность.

Под селективностью понимается свойство релейной защиты, действующей на отключение, избирать поврежденный участок и отключать только его. Под чувствительностью релейной защиты понимается ее способность реагировать на возможные повреждения в минимальных режимах системы электроснабжения, когда изменение воздействующей величины (величина, на которую реагирует защита) будет минимальным. В релейной защите под надежностью понимают свойство устройств выполнять заданные функции, сохраняя свои эксплуатационные показатели в заданных пределах в течение требуемого промежутка времени. Быстрое отключение КЗ уменьшает размеры разрушения изоляции и токоведущих частей токами КЗ в месте повреждения, уменьшает вероятность несчастных случаев, и т.д.

Максимальной токовой называют защиту, действующую в случаях, когда ток в защищаемой цепи превышает значение, равное максимальному рабочему току этой цепи. Эта защита является наиболее надежной, дешевой и простой по выполнению. Ее применяют для защиты кабельных и воздушных линий при одностороннем их питании, генераторов, трансформаторов, высоковольтных электродвигателей.

Цеховые трансформаторы защищают при следующих повреждениях и ненормальных режимах:

- при междуфазных КЗ в обмотках одной фазы;

- при междуфазных КЗ в обмотках и на выводах;

- при замыкании на землю;

- при внешних КЗ;

- при перегрузке;

- при понижении уровня масла.

Для цехового трансформатора типа ТМН выбираем типы защиты и определяем токи срабатывания защит и реле цехового трансформатора.

Рассмотрим защиту цехового трансформатора ТП-31 при междуфазных КЗ в обмотках и на выводах высокого напряжения, при внешних КЗ, при однофазных КЗ и при перегрузе. ТМН 1000/6/0,4

U1т ном /U2т ном = 6 /0,4 кВ;

I1 ном = S / ·U1т ном (11.1)

I1 ном = 1000/1,73·6 = 96,3 А

I2 ном = S / ·U2т ном (11.2)

I2 ном = 1000/1,73·0,4 = 1445 А

Sт ном = 1000 кВА

1. Защита трансформатора при междуфазных КЗ в обмотках и на выводах.

Для защиты подобного рода принимаем токовую отсечку без выдержки времени с использованием токового реле типа РТ - 40. Токи срабатывания и реле определяем по формулам:

I с.з.= Кн · I к.макс (11.3)

I с.з = 1,4·1750 = 2450 А

где Кн - коэффициент надежности учитывает погрешности работы реле и трансформатора тока, возможные кратковременные перегрузки в цепи и неточности расчетов Кн = 1,4 [15.81]

I к.макс - номинальный ток трансформатора в первичной обмотке, А;

Uк% - напряжение КЗ трансформатора;

- ток 3-хфазного КЗ, кА.

I к.макс = = I1т ном /Uк% ·100 (11.4)

I к.макс = 96,3·100/ 5,5 = 1750 А

Ток срабатывания реле:

Iср = Кс.х · Iс.з / Ктт (11.5)

где Кс.х - коэффициент схемы представляет собой отношение тока в обмотке реле к току во вторичной обмотке ТТ в нормальном режиме.

Ктт - коэффициент трансформации ТТ.

Iср = 1·2450 /(150/5) = 81,6 А

Выбираем реле тока РТ - 40/100

2. Защита трансформатора при внешних КЗ.

Для защиты трансформатора при внешних КЗ и резервирования токовой отсечки и газовой защиты принимаем МТЗ с выдержкой времени. Токи срабатывания защиты и реле находим по формулам:

Iс.з = Кн · Кс.х · I1т ном /Кв · Ктт (11.6)

Кв - коэффициент возврата токового реле, равный 0,8;

Кн - коэффициент надежности равный 1,2;

Кс.х - коэффициент схемы, равный 1 при соединении ТТ «звездой», [15.81]

Iс.з = 1,2·1· 96,3 /0,8·(150/5) = 14,5 А

Принимаем реле тока РТ - 40/20

Коэффициент чувствительности защиты определяем при 3-хфазном коротком замыкании за трансформатором на стороне НН.

Кч = I к.макс/ Iс.з · Ктт (11.7)

Кч = 1750/14,5· 60 = 2,03 < 1.5

Выдержку времени МТЗ трансформатора выбирают из условия избирательности на ступень ?t выше наибольшей выдержки времени защит присоединений tпр питающихся от трансформатора, т.е.:

tмтз = tпр + ?t (11.9)

tмтз = 0.5+ 0.5 = 1.0 сек

3. Защита цехового трансформатора при перегрузе.

Для защиты цехового трансформатора при перегрузе принимаем МТЗ трансформатора, выполняемую с помощью одного токового реле, включенного на фазный ток и действующую на сигнал с выдержкой времени. МТЗ отстраиваем от номинального тока трансформатора.

Токи срабатывания защиты и реле определяем по формуле (11.7):

Iс.р = 1·96,3/ (150/5) = 3,21 А

Выбираем токовое реле РТ-40/6

Выдержку времени МТЗ от перегруза в этом случае выбирают больше выдержки времени защиты трансформатора от КЗ. Принимаем tпер = 5 сек.

4. Защита цехового трансформатора при однофазных КЗ в обмотках и на выводах НН.

Для этой защиты применяем токовую защиту нулевой последовательности. Защиту выполняем с помощью одного токового реле типа РТ - 40, включенного на ТТ, установленый в цепи заземления нейтрали цехового трансформатора. Защита действует на отключение, с выдержкой времени, выключателя ВН.

В реле протекает полный ток однофазного короткого замыкания. Токи срабатывания защиты определяем по формулам:

Iс.р = Ic.з / Ктт (11.10)

где Iотс - ток отстройки от небаланса равный 1800 А

Iс.з = 2400 / 1500/5 = 16 А

Принимаем реле тока РТ - 40/20.

Коэффициент чувствительности при однофазном КЗ на выводах трансформатора:

где кА - минимальный ток однофазного КЗ на шинах НН для цехового трансформатора с соединением обмоток ? / ?0.

12. Расчет заземляющего устройства

Многие части электроустановок, не находящиеся под напряжением (корпуса электрических машин, кожухи трансформаторов, осветительная арматура, привода и кожухи электрических аппаратов, каркасы распределительных шкафов и щитов управления, металлические оболочки кабелей и кабельные муфты, стальные трубы электропроводок и т.п.) могут во время аварии оказаться под напряжением, что вызывает опасность поражения электрическим током обслуживающего персонала при прикосновении к ним. Обеспечить безопасность прикосновения к таким частям должно защитное заземление.

Заземление снижает потенциал по отношению к земле металлических частей электроустановки, оказавшихся под напряжением при аварии, до безопасного значения.

Защитные действия заземления состоят в уменьшении тока, возникающего в теле человека при соприкосновении с корпусом машины, оказавшемся под напряжением. Сопротивление заземляющих устройств для электроустановок при различных напряжениях должно приниматься в соответствии с нормами ПУЭ.

Рассчитать заземляющее устройство (ЗУ) в электроустановках с изолированной нейтралью - это значит:

- определить расчетный ток замыкания на землю и сопротивление ЗУ;

- определить расчетное сопротивление грунта;

- выбрать электроды и рассчитать их сопротивление;

- уточнить число вертикальных электродов и разместить их на плане.

1. Характеристика установки: Uн = 0,4 кВ. Наибольший ток через заземление при замыканиях на землю на стороне 0,4 кВ составляет 4,48 кА

2. Периметр насосной Р = 85 м

3. В качестве вертикальных электродов выбираем уголок (размеры сторон 60 х 60 мм?) длиной 2 метра, который погружаем ниже уровня земли на 0,7 метров. В качестве горизонтальных электродов выбираем полосы 40 х 4 мм?, приваренные к верхним концам уголков.

4. Грунт в месте сооружения насосной - суглинок (удельное сопротивление суглинка 100 Ом·м; климатическая зона - III).

5. В качестве естественных заземлителей насосной используем ее железобетонные конструкции, имеющие надежное соединение с землей и с сопротивлением растеканию 0,8 Ом.

Используя исходные данные, рассчитаем заземляющее устройство.

а) Для стороны 0,4 кВ в соответствии с ПУЭ наибольшее допустимое сопротивление заземляющего устройства для электроустановок до 1кВ и с токами замыкания на землю ? 500 А составляет Rз = 0,5 Ом.

б) Сопротивление искусственного заземлителя рассчитываем с учетом использования естественного заземлителя, включенного параллельно:

1/ Rи = 1/ Rз - 1/ Rе (12.1)

где Rз - расчетное сопротивление заземляющего устройства по ПУЭ;

Rи - сопротивление искусственного заземлителя, Ом;

Rе - сопротивление естественного заземлителя, Ом.

На основание имеющихся данных записываем:

1/ Rи = 1/ 0,5 - 1/ 0,8 отсюда Rи = 1,33 Ом

в) Определяем расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей:

?р, г = ?уд · kп.г (12.2)

?р, в = ?уд · kп.в (12.3)

где ?уд - удельное сопротивление грунта (суглинок), равное 100 Ом ·м [15.90]

kп.г и kп.в - повышающие коэффициенты для вертикальных и горизонтальных электродов для заданной климатической зоны.

Повышающие коэффициенты для климатической зоны III принимаем равными 2 для горизонтально протяженных электродов при глубине заложения 0,8 м и 1,4 - для вертикальных стержневых электродов длиной 2 - 3 метра при глубине заложения из вершины 0,5 - 0,8 метра.

Расчетные удельные сопротивления:

- для горизонтальных электродов: ?р, г = 100 · 2 = 200 Ом ·м

- для вертикальных электродов: ?р, в = 100· 0,14 = 140 Ом ·м

г) Определяем сопротивление растеканию одного вертикального электрода - уголок длиной 2 м при погружении ниже уровня земли на 0,7 м по формуле:

(12.4)

При применении уголков для вертикальных электродов в качестве диаметра принимаем эквивалентный диаметр уголка:

d = d у, э = 0,95· b (12.5)

где b - ширина сторон уголка.

Для уголка с шириной полки b = 0.06 м:

d = 0.95 - 0.06 = 0.057 м

Ом

д) Определяем примерное количество вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использования. Коэффициент использования находим по справочным данным [15.91].

Отношение расстояния между вертикальными электродами к их длине d/l = 2; так как d = 4 м, принимаем, что расстояние между электродами равно 4 м;

l = 2 м, следовательно 4 / 2 = 2.

По справочнику [15.91] предварительно коэффициент использования:

kп.в = 0,66 (при числе уголков порядка 60 и отношении d/l = 2)

Примерное число вертикальных заземлителей n:

n = Rо.и.в / kи.в · Rи (12.6)

где Rи - необходимое сопротивление искусственного заземлителя;

n = 50,5/ 0,66 · 1,33 = 57,5

е) Определяем сопротивление, которое оказывает току горизонтальный заземлитель, состоящий из полос 40 · 4 мм? По справочнику [15.91] коэффициент использования:

kи, г = 0,28 (при числе уголков порядка 60 и d / l = 2)

Сопротивление полосы находим по формуле:

(12.7)

Расстояние между вертикальными электродами d = 4 м. Предлагаемое количество электродов 60, тогда периметр: l = 60 · 4 = 240 м

Ом

ж) Уточненное сопротивление вертикальных электродов:

(12.8)

Ом

з) Уточненное число вертикальных электродов определяем при коэффициенте использования kив = 0,58, по [15.91]

при n = Rовэ /kиву · Rвэ = 50,5/ 0,58 · 1,61 = 54

Принимаем 54 уголка

и) Проверяем термическую стойкость полосы 40 х 4 мм?

(12.9)

где - расчетный ток короткого замыкания через проводник, А;

- приведенное время прохождения тока короткого замыкания на землю, с; Ст - постоянная равная для 74 [6.237].

= 4,48 кА (из расчета тока КЗ)

= 1,25 сек., следовательно

мм?

Таким образом, полоса 40 х 4 мм? условию термической стойкости удовлетворяет.

13. Расчет молниезащиты

Молниезащита - комплекс защитных устройств и мероприятий, предназначенных для обеспечения безопасности людей, предохранения зданий, сооружения, оборудования и материалов от возможных взрывов, загораний и разрушений, возникающих при разрядах молнии.

Насосная установка относится по устройству молниезащиты к III категории и защищается от прямых ударов молнии и заноса высоких потенциалов через наземные металлические коммуникации.

В электрических установках защита от прямых ударов на подстанциях осуществляется вертикальными стержневыми молниеотводами, а защита линий - горизонтальными молниеотводами. Вертикальный стержневой молниеотвод представляет собой высокий столб с проложенным вдоль него стальным проводом, соединенным с заземлителем. Горизонтальный молниеотвод представляет собой провод, расположенный над фазными проводами линии на тех же опорах. Чем выше над защищаемым объектом расположен молниеотвод, тем больше его защитная зона, в которой молниеотвод как бы перехватывает молнию и отводит ее в землю.

Для защиты здания от вторичных воздействий молнии предусматриваются следующие мероприятия: металлические корпуса всего оборудования и аппаратов присоединяются к заземляющему устройству электроустановок, протяженные трубопроводы, выполненные из металла, в местах их взаимного сближения на расстоянии менее 10 см через 30 м соединяются металлическими перемычками.

1. По формулам [15.98] для одиночного стержневого молниеотвода определяются параметры молниезащиты (м/з). Высота зоны защиты над землей h = 50 м, а высота вершины конуса стержневого молниеотвода h0

h0 = 0.85· h м (13.1)

h₀ = 0.85 · 50 =42.5 м

hх - высота защищаемого сооружения, равна 20 м;

hм - высота стержневого молниеприемника, м;

hа - активная высота молниеотвода, м.

Радиус зоны защиты на уровне земли r₀ и радиус защиты на высоте защищаемого сооружения rх находим по формулам [15.100]:

(13.2)

м

rх = (13.3)

rх = (1,1-0,0002·50) ·(50-1,2 ·20) = 26 м

hм = h - h₀₀ (13.4)

hм = 50 - 42,5 = 7,5 м

hа = h - hх (13.5)

hа = 50 - 20 = 30 м

? = arctg r0 /h0 (13.6)

где ? - угол защиты (между вертикалью и образующей), град.

? = arctg 50/42,5 = 49,6?

2. Определяются габаритные размеры защищаемого объекта в зоне молниезащиты.

? = arcsin B/ 2· rх (13.7)

cos ? = cos 35.2? = 0.8

А = 2 · rх ·cos ? = 2 · 26 · 0.8 = 41.6 м ? 42

А х В х Н = 42 х 30 х 20 м

3. Определяется возможная поражаемость защищаемого объекта в зонах при отсутствии молниезащиты:

N = [(B + 6hх) (A + 6hх) - 7.7 h?х] · n · (13.8)

где n - среднегодовое число ударов молнии в 1 км? земной поверхности в месте нахождения здания или сооружения (т.е. удельная плотность ударов молнии в землю), 1/(км?·год), определяется по [15.99].

N = [(30+6·20) (42+6·20) - 7,720?] · 6 · = 12,3 ·поражений

Основной мерой защиты от возникновения искр при разряде статического электричества служит заземление резервуаров, трубопроводов, сливоналивных устройств. Кроме того, запрещается сливать жидкость свободно падающей струей и применять ременные передачи в пожароопасных помещениях.

14. Компенсация реактивной мощности

Все процессы в электрических системах можно охарактеризовать тремя параметрами: напряжением U, силой тока I и мощностью P. Но для удобства расчетов и учета применяются и другие параметры, в том числе реактивная мощность Q. Существует несколько определений реактивной мощности. Например, в курсе ТОЭ сказано, что реактивная мощность, потребляемая индуктивностью и емкостью, идет на создание магнитного и электрического полей. Индуктивность рассматривается как потребитель реактивной мощности, а емкость - как ее генератор.

Мощность в цепи постоянного тока равна произведению силы тока I и напряжению U:

Р = I · U

Для характеристики мощности цепи переменного тока требуется дополнительный показатель, отражающей разность фаз тока и напряжения - угол ?. Произведение показаний вольтметра и амперметра в в цепи переменного тока называется полной мощностью S, для трехфазной цепи . Средняя за период переменного тока мощность называется активной мощностью: . На основании этих выражений полная мощность S представляется гипотенузой прямоугольного треугольника (рисунок 14.1), один катет которого представляет собой активную мощность Р = S · cos?, а другой катет - реактивную мощность Q = S·sin?, Q названа мощностью по аналогии с активной мощностью Р. Из треугольника мощности получают следующие зависимости:

(14.1)

; (14.2)

где cos ? - коэффициент мощности;

tg ? - коэффициент реактивной мощности.

Итак, для характеристики мощности в цепи переменного тока введены понятия полной S, активной Р и реактивной Q мощностей и cos ?. Для расчета реактивной мощности удобней пользоваться не cos ?, а tg ?, так как расчетное значение реактивной мощности легко найти из выражения:

Qр = Рр · tg ? (14.3)

Величина tg ? с приближением угла ? к нулю позволяет найти значение Qр с меньшей погрешностью, чем величина cos ?, так как в зоне малых углов ?, где cos ? = 0,95, изменение коэффициента мощности на 1% приводит к изменению коэффициенту реактивной мощности на 10%. Поэтому в настоящее время tg ? в основном и используют для характеристики Q. Следует помнить об условии толковании Q как мощности.

Работа машин и аппаратов переменного тока, основанная на принципе электромагнитной индукции, сопровождается процессом непрерывного изменения магнитного потока в их магнитопроводах и полях рассеяния. Поэтому подводимый к ним поток мощности должен содержать не только активную составляющую Р, но и реактивную составляющую индуктивного характера Q, необходимую для создания электромагнитных полей, без которых процессы преобразования энергии, рода тока и напряжения невозможны. Выражение реактивной мощности асинхронного двигателя (АД) можно представить и в таком виде:

Qад = Q0 + Qн ·Кз? (14.4)

где Q0 - реактивная мощность намагничивания (т.е. холостого хода АД);

Qн - потери реактивной мощности в АД на расстояние при номинальной нагрузке;

Кз - коэффициент загрузки АД, Кз = Р / Рн.

Реактивная мощность потребляемая трехфазными силовыми трансформаторами Qт, расходуется, как и в АД, на намагничивание магнитопровода трансформатора Qт0 и на создание полей рассеяния Qтр:

Qт = Qт0 + Qтр · К?з т (14.5)

где Кз т - коэффициент загрузки трансформатора. Потребление реактивной мощности трансформаторами на намагничивание в несколько раз меньше, чем АД, из-за отсутствия воздушного зазора в транс форматоре. Но за счет того, что число трансформаций напряжения в сети достигает 3 - 4 и имеет тенденцию к росту до 5 - 6, суммарная номинальная мощность трансформаторов во много раз больше, чем АД. Поэтому расходы реактивной мощности в АД и в трансформаторах в энергосистеме соизмеримы.

Из всей потребляемой трансформаторами реактивной энергии около 80% расходуется на намагничивание.

Вырабатываемая на электростанциях реактивная мощность при cos ? = 0,927 для потребителей составляет около 80% суммарной активной мощности системы. даже при cos ? = 0,927 все участки электропередачи очень сильно загружены реактивной мощностью: на каждую 1 тыс. кВт мощности от станции требуется передача 800 кВар реактивной мощности в начале передачи и 400 кВар - в конце. Это приводит к повышенным токовым нагрузкам сетей и, как следствие, к повышенным потерям электроэнергии, а также к ухудшению качества напряжения вследствие больших его потерь.

Передача значительной реактивной мощности по элементам СЭС невыгодна по следующим основным причинам:

1. Возникают дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения, обусловленные загрузкой их

реактивной мощностью. Так, при передаче активной и реактивной мощностей через элемент сети с сопротивлением потери активной мощности

 (14.6)

Дополнительные потери активной мощности , вызванные передачей реактивной мощности, пропорциональны Q?.

2. Возникают дополнительные потери напряжения. Например, при передаче мощностей P и Q через элемент сети с активным R и реактивным Х сопротивлениями потери напряжения

(14.7)

где - потери напряжения, обусловленные соответственно активной и реактивной мощностью.

Дополнительные потери напряжения приводят к снижению качества напряжения и к дополнительным затратам на ввод средств регулирования напряжения.

3. Загрузка реактивной мощностью линий электропередачи трансформаторов требует увеличения площади сечений проводов воздушных и кабельных линий, номинальной мощности и числа трансформаторов подстанций и оборудования ячеек распределительных устройств.

Из сказанного следует, что технически и экономически целесообразно предусматривать дополнительные мероприятия по уменьшению потребляемой реактивной мощности, которые можно разделить на две группы:

- снижение потребления реактивной мощности приемниками электроэнергии без применения компенсирующих устройств;

- применение компенсирующих устройств.

Мероприятия по снижению потребления реактивной мощности:

1. упорядочение технологического процесса, ведущее к улучшению энергетического режима оборудования;

2. замена малозагруженных асинхронных двигателей двигателями меньшей мощности;

3. понижение напряжения у двигателей, систематически работающих с малой загрузкой;

4. ограничение продолжительности холостого хода двигателей;

5. применение синхронных двигателей вместо асинхронных той же мощности в случаях, когда это возможно по условиям технологического процесса;

6. повышение качества ремонта двигателей;

7. замена и перестановка малозагруженных трансформаторов;

8. отключение в резерв части трансформаторов в периоды снижения их нагрузки (например, в ночное время).

Мероприятия второй группы по уменьшению передачи реактивной мощности предприятиями от энергосистемы предусматривают установку специальных компенсирующих устройств (КУ) на предприятиях для выработки реактивной мощности в местах ее потребления. Примером КУ может быть конденсаторная батарея (С), подключаемая параллельно активно-индуктивной нагрузке (RL), например асинхронному двигателю. Принцип компенсации при помощи емкости поясняет векторная диаграмма (рисунок 14.2). Из диаграммы видно, что подключение конденсатора С уменьшило угол сдвига фаз между током и напряжением нагрузки и соответственно повысило коэффициент мощности нагрузки. Уменьшился потребляемый из сети ток от I1 до I2, т.е. на ?I.

Реактивная мощность, передаваемая из сети энергосистемы Qз в час наибольшей активной нагрузки системы, указывается в договорах на отпуск электроэнергии. Контроль за реактивной мощностью потребителей осуществляет энергоснабжающая организация и Госэнергонадзор. Контролируется наибольшее потребление реактивной мощности.

Для контроля за наибольшей реактивной мощностью служат счетчики с указателями 30-минутного максимума. При отсутствии специальных счетчиков для контроля за наибольшей потребляемой реактивной энергией используют записи обычных счетчиков. Записи подлежат 30-минутные показания счетчиков в часы максимума системы и их показания к началу и концу суточного провала активной нагрузки данной энергосистемы.

Задачи компенсации реактивной мощности должны решаться в соответствии с Указаниями по компенсации реактивной мощности в распределительных сетях комплексно с энергосистемами с учетом регулирования напряжения района, в котором расположено промышленное предприятие. Выбор параметров компенсирующих устройств, их размещение в системе электроснабжения представляют собой технико-экономическую задачу и определяются условиями наибольшей экономичности по минимуму приведенных затрат.

Для стимулирования проведения мероприятий по компенсации реактивной мощности на действующих предприятиях Госэнергонадзором установлена шкала скидок (-) и надбавок (+) к тарифу на электроэнергию.

а) б)

Рисунок 14.2 Схема замещения (а) и векторная диаграмма цепи линия - приемник электроэнергии (б) при параллельном включении конденсаторов.

Компенсирующие устройства

Для компенсации реактивной мощности используются батареи конденсаторов, синхронные машины и специальные статические источники реактивной мощности.

Батарея конденсаторов (БК) - специальные емкостные КУ, предназначенные для выработки реактивной мощности. В настоящее время выпускаются комплектные конденсаторные установки (ККУ) серии УК - 0,38 на напряжение 380 В мощностью 110…900 кВар (таблица 14.1) и серии УК-6/10 мощностью 450…1800 кВар (таблица 14.2).

Таблица 14.1 Технические данные статических КУ напряжением до 1 кВ

Тип установки	Номинальная мощность, кВар	Число х мощность регулируемых ступеней, кВар
УК - 0,38-110Н	110	1 х 110
УК - 0,38-220Н	220	2 х 110
УК - 0,38-320Н	320	3 х 110
УК - 0,38-430Н	430	4 х 110
УК - 0,38-540Н	540	5 х 110
УК - 0,38-150Н	150	1 х 150
УК - 0,38-300НЛ, НП	300	2 х 150
УК - 0,38-450НЛ, НП	450	3 х 150
УК - 0,38-600НЛ, НП	600	4 х 150
УК - 0,38-900НЛ, НП	900	6 х 150

При отключении конденсаторы сохраняют напряжение остаточного заряда, представляющее опасность для персонала и затрудняющее работу выключателей. По условиям безопасности требуется применение разрядных устройств. В качестве разрядных устройств применяются два однофазных трансформатора на напряжения (НОТ). В новых конденсаторах применяют встроенные разрядные сопротивления. При индивидуальной компенсации электроприемника разрядные сопротивления не требуются.

Измерение силы тока в цепи БК осуществляется тремя амперметрами (для контроля за целостью предохранителей и нормальной работой каждой фазы) и

счетчиком реактивной энергии. Для автоматического отключения батареи при повышении напряжения в данном узле сети свыше заданного значения и для включения при понижении напряжения предусматривается специальная автоматика.

Для расчетов и анализа влияния поперечной емкостной компенсации на работу сети рассмотрим векторную диаграмму цепи (рисунок 14.2) (при параллельном включении приемника электроэнергии Rп, ХLп и батареи конденсаторов Хс к линии Rл, Хл). Вследствие параллельного нагрузке включения емкости С угол ? уменьшился от ?1 до ?2, сила тока нагрузки от приемника - от I1 до I2, т.е. произошла разгрузка линии по току на ?I = I1 - I2. разгрузились на то же значение и генераторы энергосистемы благодаря генерации конденсаторной батареи мощности Qс в месте установки приемников. Кроме того, сеть и генераторы разгрузились вследствие уменьшения потерь на ?Рк и ?Qк, так как поток реактивной мощности снизился на Qс:

; (14.8)

где R, Х - эквивалентные сопротивления цепи энергосистема - потребитель;

Uн - номинальное напряжение сети.

Для проектируемой сети снижение силы тока на ?I позволяет уменьшить площадь сечения проводов линии на ?F = ?I / Jэк, где Jэк - экономическая плотность тока в линии. Соответственно снижаются установленная мощность трансформаторов и потеря напряжения в сети за счет уменьшения потока реактивной мощности на Qс:

 (14.9)

Из векторной диаграммы (рисунок 14.2) можно определить емкость С и реактивную мощность Qс, конденсаторов, необходимую для повышения коэффициента мощности от cos ?2:

(14.10)

(14.11)

Основной недостаток конденсаторов - при понижении напряжения в сети они снижают выдачу реактивной мощности пропорционально квадрату напряжения, в то время как требуется ее повышение. Регулирование мощности КБ осуществляется только ступенями, а не плавно и требует установки дорогостоящей коммутационной аппаратуры.

Таблица 14.2 Технические данные статических КУ напряжением выше 1 кВ

Тип установки	Номинальная мощность, кВар	Число х мощность регулируемых ступеней, кВар
УК-6/10-450 ЛУЗ, ПУЗ	450	-
УК-6/10-675 ЛУЗ, ПУЗ	675	-
УК-6/10-900 ЛУЗ, ПУЗ	900	-
УК-6/10-1125 ЛУЗ, ПУЗ	1125	-
УК-6/10Н-900 Л, П	900	1 х 900
УК-6/10Н-1350 Л, П	1350	1 х 1350
УК-6/10Н-1800 Л, П	1800	2 х 1800

Синхронные машины могут генерировать и потреблять реактивную мощность, т.е. оказывать на электрическую сеть воздействие, тождественное емкости и индуктивности. Из курса «электрические машины» известно, что при перевозбуждении синхронной машины генерируется реактивная составляющая тока статора и ее значение растет при увеличении силы тока возбуждения. Векторная диаграмма подведенного от сети напряжения и тока в статора синхронной машины имеет тот же вид, что и диаграмма подведенного напряжения и тока в конденсаторной батарее (рисунок 14.2). Перевозбужденная синхронная машина генерирует передающий ток, подобно емкости.

В системах электроснабжения предприятий используют синхронные машины всех видов. Наиболее широкое применение находят синхронные двигатели (СД) в приводах производственных машин и механизмов, не требующих частоты вращения.

Синхронные генераторы (СГ) обладают, как и СД, плавным и автоматическим регулированием генерации реактивной мощности в функции напряжения сети. В отличие от СД передача реактивной мощности от генераторов осуществляется на значительное расстояние (даже от собственных электростанций предприятий). Поэтому использование генераторов в качестве источников реактивной мощности ограничивается технико-экономическими условиями режима энергосистемы.

Синхронные компенсаторы (СК) предназначены специально для выработки и потребления реактивной мощности. При большом дефиците реактивной мощности в точке подключения потребителей, когда требуется в некоторых случаях плавное и быстродействующее средство регулирования напряжения, оказывается выгодным ввод СК. При наличие резкопеременной реактивной нагрузки зона применения СК расширяется.

Недостатки СК:

- повышенные потери реактивной мощности;

- повышенные удельные капитальные вложения;

- большая масса и вибрация, из-за чего необходима установка СК на массивных фундаментах;

- необходимость применения водородного и воздушного охлаждения с водяными охладителями;

- необходимость постоянного дежурства эксплуатационного персонала на подстанциях с синхронными компенсаторами.

Кроме того, заданную мощность конденсаторов можно дробить для максимального приближения их к потребителям или при необходимости наращивать мощность БК в процессе роста нагрузок, что невозможно для СК.

Технико-экономическое обоснование выбора средств компенсации реактивной мощности

Выбор средств, способов компенсации и мощности компенсирующих устройств, распределение их по сетям напряжением до 1000 В и более проводятся на основании технико-экономических расчетов по минимуму приведенных затрат.

З = З0 + З1 · Q + З2 · Q? (14.5)

где З - приведенные затраты, руб.;

Q - генерируемая реактивная мощность, МВар;

З0 - постоянная составляющая затрат, не зависящая от генерируемой мощности;

З1 - удельные затраты на 1 МВар генерируемой мощности, руб./МВар;

З2 - удельные затраты на 1 МВар? генерируемой мощности, руб./МВар?.

Для определения оптимальной реактивной мощности сравниваются затраты на выработку реактивной мощности синхронными источниками с затратами на выдачу той же мощности конденсаторами:

Q1 = (З1к - З1сд)/2З2сд (14.6)

На промышленных предприятиях основные потребители реактивной мощности присоединятся к сетям до 1000 В. Источниками реактивной мощности здесь являются БК, а недостающая часть перекрывается перетоком из сети высшего напряжения - с шин напряжением 6…10 кВ от СД, БК, генераторов местной электростанции или из сети электросистемы.

Задача оптимизации реактивной мощности сводится к определению таких значений реактивной мощности каждого источника, при которых суммарные затраты достигают минимума при соблюдении баланса реактивной мощности.

Если по заданию энергоснабжающей организации из системы можно получить Qз, то должно быть скомпенсировано Qк = 1.15 (Qв - Qэ) синхронными двигателями и конденсаторами. Коэффициент 1,15 учитывает необходимый 15%-ный резерв реактивной мощности на предприятии, для чего требуется увеличить мощность конденсаторов Qк.

Размещение компенсирующих устройств

Рациональное размещение компенсирующих устройств зависит от многих факторов, в частности от соотношения мощностей синхронных и асинхронных двигателей, установленных в сетях высшего и низшего напряжения.

Дополнительным источником реактивной мощности в распределительных сетях служат БК, место которых определяется в результате приведенных расчетов, так как БК можно устанавливать в сетях напряжением 6…10 кВ или 0,4 кВ. при этом следует учитывать, что разукрупнение мощности БК приводит к увеличению удельных затрат на аппаратуру, измерительные приборы, конструкции и пр. поэтому не рекомендуется применение БК на напряжение 6…10 кВ единичной мощностью менее 400 кВар, если присоединение выполняется через общий выключатель с силовым трансформатором или другим приемником электроэнергии, то единичная мощность БК снижается до 100 кВар.

В связи с внедрением в промышленности СД средней мощности 500…1600 кВт вопрос о размещении дополнительных компенсирующих устройств приобретает важное значение и усложняется.

Максимальная реактивная мощность, которую может генерировать СД

(14.7)

где - коэффициент дополнительной перегрузки.

Приняв cos ? = 0,9; = 0,92; = 1,2, получим

(14.8)

При наличии СД в узле нагрузки они должны быть оптимально использованы для повышения коэффициента мощности узла сосредоточенной нагрузки напряжением 6…10 кВ, расположенной вблизи установки СД.

Использовать всю реактивную мощность СД для повышения cos ? в цехах предприятия нецелесообразно, так как переток ее по ЛЭП напряжением 6…10 кВ вызывает дополнительную нагрузку на них и может привести к завышению мощности трансформатора, т.е. экономически он не всегда оправдан. Поэтому компенсация реактивной мощности потребителей проводится с широким применением установок БК.

В отдельных случаях необходимо проверять экономичность установки БК сопоставлением приведенных затрат на установку БК и на потери в СД на генерацию реактивной мощности. Необходимость в установке БК обычно возникает, если реактивная мощность СД недостаточна для компенсации.

14.4 Регулирование работы компенсирующих устройств

При минимальной нагрузке потребителями мощность конденсаторной батареи должна быть уменьшена, так как поступление избыточной емкостной нагрузки в сеть вызывает повышение напряжения и увеличивает потери электроэнергии. Для более экономичной работы компенсирующих устройств применяют автоматическое регулирование мощности конденсаторных батарей и других видов КУ.

Регулирование может осуществляться в зависимости от силы тока нагрузки, времени суток, коэффициента мощности и напряжения. Наибольшее применение получило регулирование по напряжению, применяемое в тех случаях, когда кроме повышения коэффициента мощности требуется поддержать напряжение потребителей на уровне номинального.

Рассмотрим схему автоматического ступенчатого регулирования мощности конденсаторной установки по уровню напряжения в сети (рисунок 14.3). Схему можно использовать в конденсаторных установках напряжением свыше 1000 В, но преимущественно - в сетях напряжениям до 1000 В. В последнем случае реле напряжения подключают непосредственно к сети. При понижении напряжения срабатывает реле напряжения 1Н и, замкнув свой контакт в цепи реле времени 1В, с выдержкой времени включает конденсаторную установку. При повышении напряжения срабатывает реле 2Н и реле 2В отключает установку от сети. Для более точной настройки схемы в цепи реле 1Н и 2Н включены добавочные сопротивления ДС для отстройки от кратковременных колебаний напряжения выдержки времени реле принимаются равными 2 - 3 мин.

Для ручного управления установкой ключ управления переводится в положение Р. Подача напряжения на соленоид включения СВ привода выключателя осуществляется кнопкой включения КВ, отключение выключателя - кнопкой КО в цепи соленоида отключения СО. Отключение защитой осуществляет промежуточное реле П, которое срабатывает при кратковременном замыкании контакта З реле защиты. Замкнув контакты в цепи своей обмотки и в цепи СО, реле П самоудерживается, обеспечивая надежное отключение выключателя, и предотвращает включение на короткое замыкание, разомкнув контакт П в цепи СВ. Схема возвращается в исходное положение после срабатывания релейной защиты нажатием кнопки КОЗ, в результате чего реле П теряет питание.

Многоступенчатое автоматическое регулирование комплектными конденсаторными установками серии УК - 0,38 мощностью 220 до 540 кВар и серии УК-6 (10) мощностью от 660 до 1800 кВар обеспечивается устройствами типа АРКОН.

Установка компенсации реактивной мощности типа КРМ - 0,4.

В состав установки входят: контроллер для автоматического регулирования cos ?, сигнализации при неисправностях и недопустимых отклонениях параметров электросети, контроля уровня высших гармоник тока и напряжения в сети и наработки на отказ; конденсаторы, имеющие блок разрядных резисторов могущие самовосстанавливаться после пробоя в диэлектрике; контактор, предохранитель, трансформатор тока и амперметр.

Uном = 400 В; Uраб.макс. = 450 В; Qном =35-600 квар; минимальная ступень регулирования равна 2,5 квар; количество ступеней регулирования мощности 4-12; Габариты 2015х750х590 мм.

15. Технико-экономический расчет

В данном разделе произведем расчет стоимости годовой полезной электроэнергии, годовые потери в электрических сетях, капитальные затраты по кабельным линиям, составим калькуляцию статей и составим таблицу с технико-экономическими показателями.

До накопления необходимых статистических данных по аварийности электрооборудования и сетей предприятий промышленности и практического освоения количественной (стоимостной) оценки надежности электроснабжения следует стремиться к тому, чтобы экономически сравниваемые варианты обладали одинаковой степенью надежности. Во многих случаях этого не удается достичь полностью. Поэтому помимо экономического сравнения рассматриваемых вариантов необходимо проводить тщательный качественный анализ надежности и других технических показателей каждого из сравниваемых вариантов на основе опыта проектирования и эксплуатации.

1. Определяем суммарный максимум нагрузки потребителей:

(15.1)

МВт, данные берем по таблице 4.1 «Сводной ведомости нагрузок».

Годовой полезный отпуск электроэнергии:

(15.2)

где Тмакс - продолжительность максимальной нагрузки, т.е. число часов в год, за которое питаемый по данной линии потребитель, работая с максимальной нагрузкой, получил бы столько же электроэнергии, как и при работе в течение года по действительному графику.

МВт·ч

Потери мощности в электрической сети:

- в трансформаторе

?Ртр = S? / U?ном · r т (15.3)

r т = ?Ркз · U?ном / S?ном (15.4)

где ?Ркз - потери мощности трансформатора при коротком замыкании, данные берем по [11.348], ?Ркз = 245 кВт;

r т - активное сопротивление трансформатора, Ом;

?Ртр - потери мощности в трансформаторе, МВт.

r т = 0,245 · 110? / 63? = 0,746 Ом

?Ртр = 21,12? / 110? · 0,74 = 0,027 МВт

- в линии:

?Ркл = S? / U? · r0 (15.5)

где r0 - удельное активное сопротивление линии, равное 0,4 Ом /км [11.456];

S - полная мощность линии, МВ·А;

U - номинальное напряжение линии, кВ;

?Ркл - потери мощности линии, МВт.

?Ркл = 21,12? / 6,3?· 0,4 = 4,49 МВт

?Рсети = ?Ртр + ?Ркл (15.6)

?Рсети = 0,027 + 4,49 = 4,52 МВт

Годовые потери электроэнергии в электрической сети:

(15.7)

где - время потерь, определяется по графику [12.129]. МВт·ч.

Годовое потребление электроэнергии:

(15.8)

где Эсети. отпущ - электроэнергия, отпущенная за год, МВт·ч

МВт·ч

Коэффициент полезного действия в режиме максимальных нагрузок:

, (15.9)

Коэффициент полезного действия средневзвешенный за год:

, (15.10)

Среднее значение коэффициента мощности по сети в режиме нагрузок:

, (15.11)

2. Капитальные вложения К определяются по справочным данным по всем элементам электроснабжения, в действующих ценах с учетом стоимости монтажа и строительной части. Капитальные вложения включают в себя стоимость выключателей, разъединителей (или ячеек с ними), короткозамыкателей, воздушных и кабельных линий, трансформаторов и т.д.

Капитальные затраты по кабельным линиям:

L - длина кабельной линии от ГПП-2 до РП-3; т. к. идет три кабеля длиной 1 км каждый, то L будет равно 3 км.

Цена К_КЛ = 334,92 тыс. руб.

Удельные капитальные затраты по кабельным линиям:

(15.12)

тыс. руб./км

Все данные заносим в таблицу 15.1Капитальные затраты.

Таблица 15.1 Капитальные затраты

Тип оборудования	Количество оборудования	Стоимость оборудования	Общая стоимость оборудования
ТРДЦН-63000/110/6	3	20000000	60000000
ТМН-1000/6/0,4	2	500000	1000000
ТСН	3	550000	1650000
ТН	3	272500	817500
ВВЭ1031,5/1600УЗ	5	280000	1400000
ВВЭ 10-20/1000 УЗ	10	280000	2800000
ВВЭ 10-20/630 УЗ	5	280000	1405250
Итого			69072750

Удельные капитальные затраты по подстанциям:

(15.13)

мл. руб./год; тыс. руб./год

тыс. руб./год; тыс. руб./год

тыс. руб./год

Капитальные затраты по электрической части в целом:

(15.14)

руб./км

3. Организация обслуживания подстанций и определение количества обслуживающего персонала. Для данной подстанции выбирается круглосуточное дежурство - смена по 8 часов, пятибригадная система.

4. Количество оперативного персонала - 5 человека, оперативно-ремонтного персонала - 5 человек. Из них 3 человек работают по 6 разряду и 5 человек - по 5 разряду. Вводим договорную систему оплаты труда. Расчет производим по средней наработке 21 смены в месяц. Среднемесячный фонд рабочего времени 168 часов. Основная заработная плата рабочих:

по 6 разряду - 11 тыс. руб., по 5 разряду - 9 тыс. руб.

тыс. руб.

Дополнительная зарплата - премия 30% от тарифной ставки:

тыс. руб.

Отчисления на социальное страхование с зарплаты 26,7%:

(15.15)

где 0,267 - поправочный коэффициент на социальное страхование.

тыс. руб.

Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования:

(15.16)

где ? - коэффициент, учитывающий затраты на ремонт и обслуживание оборудования (1,1?1,18); - амортизационные отчисления

(15.17)

(15.18)

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

Цеховые расходы:

(15.19)

тыс. руб.

где ? - коэффициент, зависящий от уровня напряжения и равный 0,15. Общие расходы на оборудование:

(15.20)

где - поправочный коэффициент на расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, равный 0,05.

тыс. руб.

Покупная энергия:

(15.21)

где 1,06 - стоимость одного кВт/ч электроэнергии.

тыс. руб.

Общие издержки сети:

тыс. руб.

где ? = 1 - коэффициент, учитывающий дорожные эксплуатационные расходы в районе с умеренным климатом.

Удельный вес затрат каждой калькуляционной статьи:

(15.22)

Все расчетные данные заносим в таблицу 15.2 «Сводная ведомость».

Таблица 15.2 Сводная ведомость

№	Наименование статей калькуляции	Затраты, т.р./год
1	Основная ЗП производственных рабочих	78
2	Дополнительная ЗП производственных рабочих	23,4
3	Отчисления на соц. страхование с ЗП производственных рабочих	37,011
4	Расходы по содержанию эксплуатации оборудования	748
5	Цеховые расходы	112,2
6	Общезаводские расходы	144,41
7	Общие издержки сети	79514,1

Технико-экономические показатели работы проектируемой электрической сети приведены в таблице 15.3

Таблица 15.3 Технико-экономические показатели

№	Наименование показателей	Единица измерения	Абсолютная величина
Энергетические показатели
1	Суммарная установленная мощность потребителей	МВт	21116,9
2	Годовой отпуск полезной электроэнергии	МВт·ч	73935
3	Годовые потери электроэнергии	МВт	14464
4	Годовое потребление электроэнергии сетью	МВт	88399
5	КПД сети в режиме максимальных нагрузок	%	78,42
6	КПД сети средневзвешенный за год	%	83,63
Экономические показатели
1	Удельные капитальные затраты по кабельным линиям	тыс. руб./км	111,6
2	Удельные капитальные затраты по подстанциям	тыс. руб./км	69072,75
3	Численность оперативного персонала	чел.	5
4	Численность оеративно-ремонтного персонала	чел.	5

В данном разделе произведен расчет энергетических показателей: суммарной установленной мощности потребителей; годовой отпуск полезной электроэнергии; годовое потребление электроэнергии. Рассчитаны экономические показатели, составлена сводная ведомость.

16. Организация безопасной эксплуатации производства

Основной задачей проектирования объектов является достижение безопасности человека в среде его обитания. Безопасность человека достигается отсутствием производственных и непроизводственных аварий, стихийных и других природных действий, опасных факторов, вызывающих травмы или резкое ухудшение здоровья, вредных факторов, вызывающих заболевания человека и снижающих его работоспособность. Всеми этим вопросами занимается охрана труда и гражданская оборона.

Охрана труда - это система законодательных актов, социально-экономических, технических, гигиенических и лечебно-профилактических мероприятий и средств, обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда.