9

Вольтметр (сборные шины)

Э-335

2

1

1

0

1

2

-

Ваттметр

Ввод 10кВ от трансформатора

Д-335

1; 5

2

1

0

1

3

-

Счетчик активный

И-674

3 Вт

2

0,38

0,925

1

6

14,5

Счетчик реактив.

И-673

3 Вт

2

0,38

0,925

1

6

14,5

Счетчик активный

Линии

10 кВ

И-674

3 Вт

2

0,38

Счетчик реакт.

И-673

3 Вт

2

0,38

0,925

5

30

72,9

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 1 секции

ВА (6.11)

Три трансформатора напряжения, соединенных в звезду имеют мощность 3120=360 ВА, что больше . Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5.

Выбор трансформаторов напряжения на остальных секциях аналогичен.

Для защиты трансформатора напряжения выбираем предохранитель ПКТ-10.

6.4 Выбор элементов системы электроснабжения

предприятия элеватор 2 цех - МИС

Сечение жил кабелей напряжением 0,38 кВ выбираем по нагреву длительным током

, (6.12)

где - поправочный коэффициент на условия прокладки кабелей.

Рассчитанный ток для питания РП1 рабочего здания стендов (РЗС) составляет 748,46 А. Питание осуществляется двумя кабельными линиями. токовая нагрузка на один кабель = 748,46/2=374,2 А. Так как с увеличением сечения величина охлаждающей поверхности приходящейся на единицу сечения уменьшается, условия охлаждения ухудшаются. Учитывая это, вместо одного кабеля прокладывают два (всего четыре), питающихся из одного автомата. Для кабеля марки АВВГ, предполагаемого к установке сечением 3185195, длительно длительно допустимый ток составляет 345 А. При замене его на два кабеля той же марки сечением рабочих жил 120 мм², длительно допустимый ток с учетом поправочного коэффициента составит I=22700,8=432 А.

Аналогичный расчет проводим для всех линий. Данные расчетов заносим в таблицу 6.11.

Проверим выбранные проводники по потере напряжения согласно формуле:

(6.13)

где - длина участка линии, км;

- реактивное сопротивление, Ом/км;

x - индуктивное сопротивление проводника, Ом/км;

cos - коэффициент мощности.

Потеря напряжения в линиях ТП-РП1 составит

В.

Аналогичный расчет проведем для всех питающих линий. Результаты расчетов в таблице 6.11.

На основании расчетных данных таблицы делаем вывод, что потери напряжения на линиях ТП до наиболее удаленного электроприемника в пределах 5%, что соответствует норме [5].

Выбор защитной аппаратуры. На отходящих от щитов низшего напряжения трансформаторной подстанции линиях приняты к установке автоматические выключатели серии АВМ.

Произведем расчет автоматического выключателя, установленного на линии ТП-РП1. Расчетный длительный ток на два присоединяемых кабеля I_р = =187,15 2 = 374,3 А. Выбираем электромагнитный расцепитель автоматического выключателя АВМ-4И на 400 А из условия I_н.а.=400 А > I_д.н.=374,3 А.

Кратковременную токовую нагрузку определяем из условия пуска двигателя привода нории мощностью 75 кВт,

I_пуск = I_н; (6.14)

I_двиг = 1335 = 665 А;

I_дл = I_р - I_дв (6.15)

I_дл= 374,32 - 133 = 241,32 А;

I_кр = I_пуск + I_дл = 241,32 + 665 = 906,32 А (6.16)

Выбираем ток срабатывания 1600 А по шкале независимой от тока характеристики (отсечка с выдержкой време6ни), устанавливаем невозможность срабатывания автоматического выключателя при пуске двигателя 75 кВт.

I_ср.эл = 1,25 I_р (6.17)

1600 А > 1,25 906,32 = 1133 А.

Выбираем ток срабатывания 400 А по шкале, зависящей от тока характеристики. Для сетей, не требующих защиты от перегрузки, при токе срабатывания расцепителя автоматического выключателя с регулируемой обратно зависимой от тока характеристикой

I_ср.эл = 400 А и К_защ = 0,66;

I_доп = К_защI= 0,66 400 = 264 А (6.18)

Таблица 6.11 - Выбор кабельных линий

Линия	Длина линии, км	Расчетный ток, А	Длительный ток, А	Допустимый ток, А	r, Ом/км	x, Ом/км		, В	, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
ТП-РП1	0,063	187,15	216	0,258	0,0602	0,7/0,71	АВВГ(3120++150)	18,1	4,78
ТП-РП2	0,63	424,17	432	0,258	0,0602	0,7/0,71	АВВГ2(3120+150)	10,2	2,68
ТП-РП3	0,63	473,31	552	0,167	0,0596	0,78/0,63	АВВГ(3185++195)	11,45	3,01
ТП-РП4	0,063	172,25	216	0,89	0,0637	0,8/0,6	АВВГ2(395++110)	13,55	3,56
ТП-РП5	0,046	127,62	132	0,62	0,0625	0,8/0,6	АВВГ2(350++116)	5,42	1,42
ТП-лаб.корпус	0,056	141,94	160	0,443	0,0612	0,87/0,49	АВВГ 370+ +125	5,71	1,5
ТП-ПБК	0,009	106,89	108	0,89	0,0637	0,7/0,69	АВВГ 335+ +110	1,11	0,29
ТП-РП6	0,06	403,66	432	0,258	0,0602	0,74/0,67	АВВГ2(3120+150)	18,38	4,83
ТП-з/сРП7	0,074	149,2	160	0,443	0,0612	0,77/0,64	АВВГ 370+ +125	7,78	2,04
ТП-с.к.4РП8	0,127	385,38	432	0,258	0,0602	0,71/0,69	АВВГ2(1203+1150)	19,1	5,01
ТП-мех.мастер	0,12	123,28	132	0,62	0,0625	0,66/0,74	АВВГ 350+ +116	12,48	3,28
ТП-ПБ	0,054	223,67	244	0,206	0,0596	0,65/0,76	АВВГ 3150+ +175	3,74	0,98
ТП-насосная	0,04	27	30	7,74	0,095	0,8/0,6	АВВГ 34+ +12,5	11,67	3,07

Таблица 6.12 - Расчет автоматических выключателей

Линия	Расчетный ток линии, А	Номинальный ток расцепителя, А	Установка тока мгновенного срабатывания, А	Коэффициенты	Тип выключателя
	Iдл	Iкр	Iрасч	Iпр	Iрасч	Iпр	Kзащ
К РП1	374,3	906,32	374,3	400	1133	1600	0,66	АВМ - 4с
К РП2	424,17	524,97	424,17	600	656	4000	0,66	АВМ - 10с
К РП3	473,31	541,11	473,31	600	676,38	4000	0,66	АВМ - 10с
К РП4	172,25	294,12	172,25	200	367,65	1600	0,66	А372ОБ
К РП5	127,62	167,11	127,62	200	208,88	1600	0,66	А372ОБ
К РП-6	403,66	597,82	403,66	600	747,27	4000	0,66	АВМ - 10с
К РП-7	149,2	205,37	149,2	400	256,71	1600	0,66	АВМ - 4с
К РП-8	385,38	921,1	385,38	400	1141	1600	0,66	АВМ - 4с
К лаб. корпус	141,94	163,12	141,94	200	203,9	1600	0,66	А372ОБ
К ПБК	106,89	206,87	106,89	200	258,58	1600	0,66	А372ОБ
К мех.мастерская	123,28	243,2	123,28	200	304	1600	0,66	А372ОБ
К ПБ	223,67	390,67	223,67	250	487,58	1600	0,66	А372ОБ
К ПР1	548,7	660,31	548,7	800	685,87	4000	0,66	АВМ - 10с
К ПР2	373,67	412,3	373,67	400	515,37	4000	0,66	АВМ - 10с
Вводные выключатели	2063,1	2971	2063,1	3000	3713,7	8000	0,66	АВМ - 20с
Секционный выключатель	2063,1	2971	2063,1	3000	3713,7	8000	0,66	АВМ - 20с

Условие выполняется. В распределительных пунктах ПР1 и ПР2 устанавливаем выключатели типа А-3700. Расчет уставок выключателей А-3700 аналогичен выше приведенному. Данные расчетов приведены в таблице 6.12.

Определяем расчетные токи продолжительных режимов.

А (6.19)

Определяем максимальный ток с учетом коэффициента перезагрузки

А (6.20)

Выбираем сечение алюминиевых шин по допустимому току, так как шинный мост, соединяющий трансформатор с КРУ, небольшой длины и находится в пределах подстанции. принимаем двухполосные шины 2(6010) мм²; I_доп = 2010 А.

По условию нагрева в продолжительном режиме шины проходят I_max= 1139 А < Iдоп = 2010 А.

Проверим шины на термическую стойкость по формуле

мм², что меньше принятого сечения.

Проверим шины на механическую прочность. Определим пролет l при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц.

(6.21)

откуда (6.22)

Если шины положены на ребро, а полосы в пакеты жестко связаны между собой, то по формуле:

J = 0,72b³h = 0,72 1 6 = 4,32 см⁴, (6.23)

тогда (6.24)

м.

Если шины на изоляторах расположены плашмя, то

см⁴ (6.25)

м²

l < 1,22 м.

Этот вариант расположения шин на изоляторах позволяет увеличить длину пролета до 1,22 м, т.е. дает значительную экономию изоляторов.

Принимаем расположение пакета шин плашмя, пролет 1,2 м, расстояние между фазами а=0,8 м.

Определяем расположение шин между прокладками по формуле:

(6.26)

(6.27)

где = 7 10⁶, модуль упругости материала шин;

см⁴ (6.28)

- коэффициент формы;

= 2b = 2 см.

Массу полосы m_п на 1 м определяем по сечению g, плотности материала шин (для алюминия 2,7 10³ кг/см³) и длине 100 см.

m_п = 2,7 10³ 6 1 100 = 1,62 кг/м,

тогда

м

м.

Принимаем меньшее значение = 0,51 м, тогда число прокладок в пролете равно

(6.29)

принимаем = 2.

При двух прокладках в пролете расчетный пролет равен

м (6.29)

Определяем силу взаимодействия между полосами по формуле:

Н/м (6.30)

где = 10 мм.

Напряжение в материале полос определяем по формуле

МПа (6.31)

где = момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия

см³ (6.32)

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз определяем по формуле:

МПа (6.33)

где - момент сопротивления пакета шин.

см³ (6.34)

МПа, что меньше _доп = 75 МПа. Таким образом, шины механически прочны.

Выбираем опорные изоляторы ОФ-10-2000УЗ F_разр= 20000 Н. Сила, действующая на изолятор равна

(6.35)

где a - расстояние между осями полос

а = а_п = 26 = 20,01 = 0,02

- поправочный коэффициент на высоту шины, принимаем равным 1,03 ().

Н < 0,6F_разр = 0,6 20000 = 12000 Н.

Проходной изолятор выбираем такого же типа.

7 Выбор трансформатора СН

Мощность трансформатора собственных нужд (СН) выбирается по нагрузкам собственных нужд с учетом коэффициента разновременности К_р. Мощность трансформаторов СН на подстанциях без постоянного дежурного персонала должна удовлетворять требованию

(7.1)

По установленной мощности определяем нагрузку собственных нужд. Расчет производим в табличной форме, данные заносим в таблицу 7.1.

Расчетная нагрузка при коэффициенте спроса R_c = 0,75

кВА (7.2)

при отключении одного трансформатора ТМ-63 кВА (приняли к установке два) второй будет загружен на 123,68/63 = 1,92 или 92%, что недопустимо. Принимаем к установке два трансформатора ТМ-100.

Загрузка в аварийном режиме 24%, что удовлетворяет требовании. ПУЭ.

Таблица 7.1 - Нагрузка собственных нужд подстанции

Вид потребителя	Установленная мощность	Cos	Sin	Нагрузка
	Единицы кВт	Всего кВт			Pуст, кВт	Qуст, квар
1	2	3	4	5	6	7
Охлаждение ТРДН-25000/110	-	2,5	0,85	0,62	29,6	2,12
Подогрев шкафов КРУ-10	14	44	1	0	44	-
Подогрев приводов разъединителей, отделителей, короткозамыкателей	0,68	48	1	0	4,8	-
Освещение и вентиляция ПС	7	7	1	0	7	-
Подогрев релейного шкафа	124	24	1	0	24	-
Отопление пункта управления	-	50	1	0	50
Отопление помещения для ремонтных бригад

8 Выбор защиты и автоматики

Трансформаторы подстанции подключены к ВЛ через выключатели, с помощью которых поврежденный трансформатор должен отключиться от сети в безтоковую паузу. Отключение осуществляется с помощью защиты трансформатора, реагирующей на к.з. в зоне ее действия, вызываемое отключением короткозамыкателя на стороне высшего напряжения трансформатора.

В качестве релейной защиты принимаются следующие виды защиты: продольная дифференциальная, газовая, максимальная токовая с пуском по напряжению, максимальная токовая от токов, обусловленной перезагрузкой.

Дифференциальная защита выполнена на реле ДЗТ-11, которое благодаря наличию тормозной обмотки обеспечивает несрабатывание защиты от токов небаланса от внешних к.з. Первичный ток срабатывания защиты с реле ДЗТ определяют только по условию отстройки от броска тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора под напряжение. Расчет защиты приведен в таблице.

Относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения по стороне ВН, принята равной половине суммарного диапазона регулирования напряжения. Е = 0,1 - полная погрешность трансформаторов тока.

tg - тангенс угла наклона к горизонтальной оси касательной, проведенной из начала координат к тормозной характеристике реле, соответствующей минимальному торможению. Для ДЗТ-11 tg=0,87. Наименьший коэффициент чувствительности продольной дифференциальной защиты трансформаторов должен быть около двух.

Таблица 8.1 - Расчет продольной нагрузки дифференциальной защиты трансформатора ТРДН 25000/110

Величины	Расчетная формула	Расчетное значение
1	2	3
1 Номинальная мощность защищаемого трансформатора, кВА	SН	25000
2 Номинальное напряжение обмоток защищаемого трансформатора, кВ ВН НН	UВН UНН	110 10
3 Относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на стороне ВН	U	0,08
4 Схема соединения трансформаторов тока: на стороне ВН на стороне НН	Y
5 Коэффициент трансформации трансформаторов тока: на стороне ВН на стороне НН	nВН nНН	60 400
6 Значение тока трехфазного к.з. на выводах НН, приведенное к напряжению ВН, кА	IK	0,50
Определение установок и чувствительности защиты
7 Номинальный ток защищаемого трансформатора на стороне ВН, А		А
8 Первичный ток срабатывания по условию отстройки от бросков тока намагничивания		= 1,5131,3=196,95 А
9 Ток срабатывания реле, приведенный к стороне ВН, А		А
10 Расчетное число обмоток реле, включаемых в плечо защиты со стороны ВН
11 Принятое число витков обмотки реле, включаемых со стороны ВН		WВН = 17
12 Расчетное число витков обмотки реле, включаемых со стороны НН
13 Принятое число витков обмотки реле, включаемых со стороны НН	WHH - ближайшее число	WHH = 18
14 Расчетное число витков тормозной обмотки по условию отстройки от тока небаланса при к.з. на стороне НН
15 Принятое число тормозной обмотки	WT > WTрасч	WT = 9
16 Минимальное значение тока в реле при двухфазном к.з.		А
17 Минимальное значение коэффициента чувствительности защиты

Газовая защита. При повреждении внутри бака трансформатора происходит выделение газа за счет разложения масла и изолирующих материалов. При большом количестве газа, выделяющегося в течение малого времени, резко увеличивается давление в баке. Масло приходит в движение и вытесняется из бака в сторону расширителя.

Таким образом, появление газа, увеличение давления или движение масла может явится критерием, позволяющим определить факт повреждения.

Газовую защиту выполним с помощью реле В₁=80/0 с двумя пластмассовыми поплавками. Реле имеет сигнальный и комбинированный отключающий орган из двух элементов - поплавкового и лопастного, установленного поперек оси маслопровода. К подвижным элементам прикреплены постоянные магниты, поворот которых приводит к замыканию магнитоуправляемых контактов. Кроме того, в баке РПН дополнительно устанавливаем струйное реле URF 25/10, у которого имеется только один отключающий элемент в виде пластины. Источником оперативного тока для газовой защиты выбираем ТСН.

Максимальная токовая защита (МТЗ). Защита устанавливается со стороны основного питания.

Кратковременные перегрузки по току приводят к необходимости загрублять МТЗ. Одним из критериев, по которому режим перегрузки можно отличить от режима к.з. является разная степень снижения напряжения на шинах подстанции. Пр к.з. снижение напряжения является большим. В схеме защиты применена схема с комбинированным пуском от реле обратной последовательности и минимального реле напряжения (шина РНФ-1м). Ток срабатывания МТЗ отстраивается от тока нагрузки в нормальном режиме

, (8.1)

где К_Н - коэффициент надежности, для РТ-40, К_Н = 1,1;

К_В - коэффициент возврата реле, К_В = 0,8;

К_с.з. - коэффициент самозапуска нагрузки, К_с.з.= 1;

I_раб - рабочий ток линии после устранения к.з.,

А.

Расчетный ток срабатывания реле

, (8.2)

где К_сх - коэффициент схемы. При соединении трансформаторов тока в треугольник К_сх = ;

n_т - коэффициент трансформации, n_т = 60.

А.

Напряжение срабатывания фильтра реле обратной последовательности РНФ-1м выбираем из условия обеспечения отстройки от напряжения небаланса фильтра в нормальном режиме.

кВ (8.3)

В (8.4)

Напряжение срабатывания реле минимального напряжения определяем из условия обеспечения возврата реле после отключения внешнего к.з. по выражению

, (8.5)

, (8.6)

где U_min - минимальное напряжение в месте установки трансформатора.

, (8.7)

кВ,

кВ,

В.

Защита от перегрузки. Для защиты от перегрузки предусматриваем максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал. Максимальную токовую защиту устанавливаем на каждой расщепленной обмотке трансформатора.

Ток срабатывания защиты от перегрузки определяем по выражению

, (8.8)

где К_В - коэффициент возврата, К_В = 0,85;

К_Н - коэффициент надежности, К_В = 1,05.

А

Ток срабатывания реле определим по выражению

, (8.9)

А

9 Технико-экономический расчёт

9.1 Организация и управление энергохозяйством

Энергохозяйство промышленного предприятия (ПП) представляет собой вспо-могательный и обслуживающий участок ПП, являющийся элементом энергетической системы, совокупностью процессов производства, преобразования, распределения и по-требления всех видов энергоресурсов. Кроме этого энергохозяйство призвано осуществ-лять ремонт, эксплуатацию и монтаж энергетического оборудования. В производствен-ном отношении энергохозяйство ПП можно подразделить на следующие элементы: об-щезаводское и цеховое.

Правильная организация и деятельность энергохозяйства при квалифицирован-ном управлении способна повысить эффективность производства следующими спосо-бами:

снижение затрат на энергоснабжение,

улучшение использования энергоустановок,

экономия и рациональное использование энергоресурсов.
Цели управления деятельностью энергохозяйства:

- надёжное и экономичное снабжение производства всеми необходимыми ви-дами энергии в потребном количестве,

ремонтно-эксплуатационное обслуживание,

монтаж и наладка оборудования,

комплексная механизация и автоматизация производственных процессов,

рациональное использование энергоресурсов.

Производительность труда и затраты производства зависят непосредственно от характера разделения труда внутри энергохозяйства и его производственной структу-ры, которая должна быть динамичной и изменяться в соответствии с развитием пред-приятия.

Единое руководство необходимое для нормального функционирования предпри-ятия с большим количеством разнообразных энергоустановок осуществляется главным энергетиком и возглавляемым им отделом главного энергетика (ОГЭ), а непосредствен-но на местах руководством цехов.

ОГЭ работает в тесном взаимодействии с отделами капитального строительства, главного механика, технолога и т.д.

Главный энергетик, непосредственно руководящий ОГЭ, осуществляет также техническое и методологическое руководство службами цеховых энергетиков, надзор за эксплуатацией оборудования и использованием на предприятии энергоресурсов. При этом он руководствуется действующим законодательством, приказами, указаниями ми-нистерства энергетики, ПТБ, ПУЭ и т.п. Обычно главный энергетик назначает двух за-местителей, которые осуществляют техническое и оперативное руководство.

В данной работе ставится целью провести приближённый экономический расчёт системы электроснабжения завода на напряжении выше 1000 В.

9.2 Определение капитальных вложений

Капитальные затраты в систему электроснабжения имеют следующие составные элементы [17]:

(9.1)

где K_ЛЭП - капиталовложения на сооружение линий электропередач (воздушных или кабельных),

К_КТП - капиталовложения на установку трансформаторных подстанций, распределительных устройств управления, релейной защиты и автоматики (ОРУ, ЗРУ, КРУН),

К_ВА - капиталовложения на установку высоковольтной аппаратуры.

Таблица 9.1 - Расчет капиталовложений по проекту

Элемент системы	Кол-во единиц	Стоимость элементов, тыс. рублей
		Оборудование	Монтаж	Строительство	Полная
1	2	3	4	5	6
Силовой тр-р ТДН- 10000/110	2	2000	400	1000	6800
Выключатель ВМТ-110Б	3	650	130	325	3315
Трансформатор тока (110 кВ)	15	100	20	50	2550
Тр-р напряжения (110 кВ)	6	1000	200	500	10200
Разрядник (РВС-20)	4	105	21	53	714
Разрядник (РВМГ- 110)	6	210	42	105	2142
Ячейка КРУ (с ТСН)	2	180	36	90	612
Ячейка КРУ (с ВМПП)	16	23	5	12	640
Ячейка КРУ (с НАМИ)	2	37	7	19	126
КТП- 10/0,4 (2-400)	1	184	21	52	177
КТП- 10/0,4 (1-630)	14	104	42	104	2829
КТП- 10/0,4 (2-630)	1	208	24	60	204
КТП- 10/0,4 (2- 1000)	3	240	48	120	5712
КТП- 10/0,4 (2- 1600)	3	280	56	140	476
КЛ ААШв (в км) 50 70 120 240	4,7 5,2 0,7 2,5	160 220 285 480	229	573	5602
Итого:	-	-	-	-	38342

9.3 Определение годовых эксплуатационных издержек

Годовые эксплуатационные издержки определяются по формуле:

, (9.2)

где И_А - ежегодные амортизационные отчисления капитальных затрат,

, (9.3)

где р_Аi - норма амортизационных отчислений для i-х элементов системы электроснабжения (р_А.ГПП=9,4%, р_А.КТП=10,4%, р_А.КРУ=6,3%, р_А.КЛЭП=2,4%),

К_i - капиталовложения на сооружение i-х элементов системы электроснабжения (таблица 9.1):

;

ИЭР - издержки на текущую эксплуатацию и ремонт сетей и электрооборудования,

, (9.4) где рЭРi - норма отчислений на эксплуатацию и ремонт для i-х элементов системы электроснабжения (рЭР.ГПП = 3%, рЭР.КТП = 4%, рЭР.КРУ = 2%, рЭР.КЛЭП = 1,5%):

;

С_Э - стоимость потерь электроэнергии в сетях и оборудовании:

, (9.5)

где ?W - потери электроэнергии:

, (9.6)

где ?W_Т - потери в трансформаторах ГПП:

, (9.7)

где ?Р_ХХ - активные потери холостого хода (?Р_ХХ=18 кВт),

Т - время работы приемника (Т = 8760 ч.),

?Р_КЗ - активные потери короткого замыкания (?Р_КЗ=85 кВт),

- время максимальных потерь (=3000ч),

?W_С - потери энергии в распределительных сетях:

, (9.8)

где р_С - потери в электрических распределительных сетях (р_С=6%: 4% - в сетях 10 кВ, 2% - в сетях 0,4 кВ),

W_год - годовое потребление электроэнергии:

, (9.9) где Р_Р - расчётная мощность предприятия (Р_Р=29108 кВт),

;

?W_С.Н. - расход электроэненргии на собственные нужды:

, (9.10) где Р_С.Н. - мощность потребителей собственных нужд подстанции (Р_С.Н.=345 кВт),

- удельная стоимость потерь электроэнергии (при Т_М =5000 ч., =3000ч. удельная стоимость потерь составляет = 0,19 руб./кВт·ч)

.

Таблица 9.2 - Расчёт ежегодных отчислений

Элементы	Ра, %	Фа, тыс.руб.	Рэр, %	Фэр, тыс.руб.
ГПП 110/бкВ	9,4	2418	3	846,6
ЦТП 10/0,4 кВ	10,4	602,2	4	310,1
КРУ 10кВ	6,3	86,2	2	39,2
КЛЭП 10кВ	2,4	134,5	1,5	8,2
Итого:	-	3120,5	-	1204,1

9.4 Определение численности обслуживающего персонала

Планирование использования рабочего времени осуществляется составлением балансов рабочего времени отдельно по группам рабочих [17].

Таблица 9.3 - Баланс использования рабочего времени рабочего

Статьи баланса	Обозначение	Расчетная величина
		Эксплуатац. персонал	Ремонт, персонал
		дней	ч	дней	ч
1	2	3	4	5	6
Календарный фонд рабочего времени	ТК	365	-	365	-
Нерабочие дни (праздничные и выходные) для текущего года	tпр.в.	62	434	107	856
Плановые целосменные невыходы, вклю-чая:	tuc	-	-	-	-
Номинальный фонд рабочего времени	ТН = ТК - tпр.в.	303	2121	258	2064
Плановые целосменные невыходы, включая:	tцс	24	168	24	192
- основной и дополнительный отпуска		10,6	74	9,0	72
- по болезни, % от Тн	3,5· ТН /100	1,5	11	1,3	10
- в связи с выполнением государственных обязанностей, % от Тн	0,5· ТН /100	1,5	11	1,3	10
Плановые внутрисменные потери (сокращенный рабочий день), % от Тн	tвс= 0,5· ТН /100	265,4	1858	222,4	1779
Эффективный фонд рабочего времени	ТЭ = ТН - tцс - tвс	0,99	6,96	0,99	7,95
Средняя продолжительность рабочего дня	tдн=ТЭ /(ТН - tцс)	0,88	-	0,86	-

Для расчета номинального фонда рабочего времени в часах необходимо учитывать:

продолжительность смен при пятидневной рабочей неделе 8 ч, каждая восьмая суббота становится рабочим днем,

продолжительность смен при шестидневной рабочей неделе 7 ч, в выходные и праздничные дни - 6 ч.

Для расчета численности ремонтно-эксплуатационного персонала необходимо определить трудоемкость ремонтных работ на основе нормативов системы. Эта система ориентирована на проведение капитального и текущего ремонтов, работ по техническо-му обслуживанию оборудования [17].

Нормативы трудоемкости ремонтов заносят в таблицу с учетом поправочных ко-эффициентов по условиям эксплуатации оборудования. Годовая трудоемкость на груп-пы оборудования определяется путем умножения единиц оборудования на количество ремонтов и трудоемкость одного ремонты.

Годовую трудоемкость капитального Т_КР и текущего Т_Тр ремонтов, осмотров Т_о и нерегламентированного технического обслуживания Т_то рассчитывают на основе нормы текущей трудоемкость по формулам:

, (9.11)

, (9.12)

, (9.13)

, (9.14)

где n - количество единиц оборудования,

m_КР, m_ТР, m_О - соответственно количество капитальных, текущих ремонтов и осмотров в году:

, (9.15)

где m_i - количество i-ой (одной из приведённых выше) работы,

с_i - межосмотровый период или ремонтный цикл i-го вида работ,

k_слО, k_слТО - коэффициенты сложности осмотров и технического обслуживания соответственно,

t_КР, t_ТР - норма трудоемкости капитального и текущего ремонтов,

k_см - коэффициент сменности обслуживающего персонала.

Расчёт трудоёмкости представлен в таблице 9.3.

Т_Р = 0,5·Т_КР+1,5·(Т_ТР+Т₀+Т_Т0), (9.16)

Т_Р=0,5·1832+1,5·(2199+5892+13410)=33167,5 чел.·ч.

Приближённо списочная численность ремонтно-эксплуатационного персонала рассчитывается по формуле:

, (9.17)

где k_ВН - коэффициент выполнения норм, принимаем равным 1,1,

Т_Н^Р-Э - годовой номинальный фонд времени рабочего ремонтно-эксплуатационного персонала (по таблице 9.3 принимается равным 2072),

k_Иⁱ - коэффициент использования рабочего времени (по таблице 9.3 принимается равным 0,87).

Определяем численность эксплуатационного (Ч^Э) и ремонтного (Ч^Р) персонала в отдельности:

(9.18)

(9.19)

Таблица 9.3 - Расчёт годового объёма ремонтных работ

Наименование оборудования	n, шт.	Капитальный ремонт	Текущий ремонт	Т?Р. чел*ч	Осмотры	Техническое обслуживание	Т?, чел*ч
		скр, лет	mкр	tтpKP, чел*ч	Ткр, чел*ч	скр, лет	mкр	tтpKP, чел*ч	Ткр, чел*ч		со, мес.	Mo	kсл0	То, чел*ч	kслTO	kcm	Tto, чел*ч
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19
Трансформатор	2	8	0,13	660	171,6	25	0,48	160	153,6	325,2	1	12	0,1	1536	0,1	3	1152	3184,8
Выключатель	3	3	0,33	105	103,95	12	1	70	210	313,95	1	12	0,1	252	0,1	3	756	1425,9
Трансформатор тока	12	8	0,13	90	140,4	25	0,48	30	172,8	313,2	1	12	0,1	288	0,1	3	1296	2037,6
Трансформатор напряжения	6	8	0,13	120	93,6	25	0,48	35	100,8	194,4	1	12	0,1	336	0,1	3	756	1380
Разрядник (РВС-20)	4	6	0,17	13	8,84	12	1	15	60	68,84	2	6	0,1	54	0,1	3	216	347,68
Разрядник (РВМГ-1 10)	6	6	0,17	14	14,28	12	1	15	90	104,28	2	6	0,1	54	0,1	3	324	496,56
Ячейка КРУ (с ТСН)	2	12	0,08	70	11,2	36	0,33	25	16,5	27,7	2	6	0,1	180	0,1	3	180	398,9
Ячейка КРУ (с выкл.)	16	3	0,33	105	554,4	12	1	20	320	874,4	2	6	0,1	36	0,1	3	1152	2616,8
Ячейка КРУ (с НАМИ)	2	8	0,13	80	20,8	25	0,48	15	14,4	35,2	1	12	0,1	144	0,1	3	108	308
КТП- 10/0,4 (1-630)	14	12	0,08	230	257,6	24	0,5	50	350	607,6	2	6	0,1	360	0,1	3	2520	3745,2
КТП- 10/0,4 (2-400)	1	12	0,08	450	36	24	0,5	90	45	81	2	6	0,1	648	0,1	3	324	1089
КТП- 10/0,4 (2-630)	1	12	0,08	450	36	24	0,5	90	45	81	2	6	0,1	648	0,1	3	324	1089
КТП- 10/0,4 (2- 1000)	3	12	0,08	450	108	24	0,5	90	135	243	2	6	0,1	648	0,1	3	972	1971
КТП- 10/0,4 (2- 1600)	3	12	0,08	450	108	12	1	90	270	378	2	6	0,1	648	0,1	3	972	2106
КЛ (в км)	13,1	12	0,08	160	167,68	36	0,33	50	216,15	383,83	12	1	0,1	60	0,1	3	2358	2969,51
Итого:					1832,35				2199,25	4031,6				5892			13410	25166

9.5 Планирование фонда заработной платы

Тарифный фонд заработной платы i-го вида персонала (ремонтного Ф_Т^Р и эксплуатационного Ф_Т^Э) персоналов определяется по формуле [17]:

, (9.20)

где С_Тⁱ - часовая тарифная ставка i-го вида персонала (С_Т^Э=12,5 руб./ч, С_Т^Р=14руб./ч - среднюю квалификацию персонала в электрохозяйстве промышленного предприятия считать на уровне четвертого разряда).

В часовой фонд заработной платы включается премия к тарифному фонду заработной платы:

- для эксплуатационников 25% премии за экономию электроэнергии и безаварийную работу, 25% - за работу в ночное время;

- для ремонтников 40% премии за выполнение норм выработки, 25% за работу в ночное время.

Премии эксплуатационного и ремонтного персонала соответственно:

, (9.21)

. (9.22)

Дневной фонд заработной платы (Ф_д^э) учитывает двойную оплату эксплутационного дежурного персонала в праздничные дни:

, (9.23)

где Ф_п^э - дневная тарифная ставка:

, (9.24)

где Ч_э^/ - численность эксплуатационного персонала, работающего в праздничные дни (составляет 50% численности эксплуатационного персонала),

n - число праздничных дней в году.

Дополнительная заработная плата включает доплаты до годового фонда заработной платы, связанные с оплатой ежегодных отпусков и выполнением государственных обязанностей, принимаем 11% от основной заработной платы:

. (9.25)

Годовой фонд заработной платы:

. (9.26)

Отчисления в пенсионный фонд, медицинского и социального страхования и др. составляют 35,6%.

. (9.27)

Средняя заработная плата рассчитывается отношением годового фонда заработной платы данной группы персонала к ее списочному составу районного коэффициента (k =1,15):

. (9.28)

Таблица 9.5 -- Расчёт фонда заработной платы

Вид персонала:	ФТi, тыс.руб.	Фпрi, тыс.руб.	ФД, тыс.руб.	Фдопi, тыс.руб.	Фоснi, тыс.руб.	Фотчi, тыс.руб.	Зсрi, тыс.руб.
- эксплуатационный	265	132,5	46,5	29	473	94	4,5
- ремонтный	195	126,8	0	21,5	343,3	69	4,7

9.6 Расчет себестоимости электроэнергии

Стоимость материалов расходуемых на ремонт электрооборудования составляет 300 % (текущий и капитальный ремонты соответственно: для электрических сетей - 50 и 150%, электрооборудования - 25 и 75%) от фонда основной заработной платы рабочих:

. (9.29)

Прочие расходы считать в размере 25% от годового фонда основной заработной платы рабочих:

. (9.30)

Таблица 9.6 - Смета годовых затрат на электрохозяйство

Элементы затрат	Проектируемый вариант
	руб.	%
Заработная плата	816,3	12,1
Отчисления	163,8	2,4
Стоимость материалов	2448,9	36,3
Амортизационные отчисления	3120,5	46,2
Прочие расходы	204,1	3,0
Итого Згод:	6753,8	100

Плата за электроэнергию определяется по формуле:

, (9.31)

где Р_max - заявленный максимум мощности:

, (9.32)

а - основная ставка тарифа за участие в максимуме нагрузки энергосистемы (т.к. учет ведется на стороне 110 кВ принимается равной 356.072 (руб.?кВт)/месяц),

b - дополнительная ставка за потребленную электроэнергию (принимается равной 54.74 коп/кВт·ч),

Себестоимость электроэнергии:

(9.33)

Таблица 9.7 - Себестоимость 1 кВт·ч потребляемой электроэнергии

Статьи расходов	Ед. измерения	Количество
Годовое потребление активной энергии	тыс. кВт- ч	134330
Потери электроэнергии с учётом собственных нужд	тыс. кВт-ч	8476
Плата за электроэнергию	тыс. руб.	120607
Годовая заработная плата персонала	тыс. руб.	816
Годовые амортизационные отчисления	тыс. руб.	3120,5
Прочие расходы	тыс. руб.	204,1
Себестоимость 1 кВт-ч	руб. /к Вт- ч	1.01

10. Охрана труда

10.1 Пожаробезопасность на элеваторе

Элеватор является предприятием энергоемким и пожароопасным.

Элеваторы - сооружения, в которых помимо хранения зерна, производят его прием, взвешивание, очистку, сушку, горизонтальное и вертикальное пе-ремешивание, вентилирование и отгрузку. Для производства перечисленных работ в комплекс элеватора входят рабочая башня, в которой размещены но-рии, самотечные трубы, шахтные сушилки, пассажирский лифт. К составным частям элеватора относятся также цехи и склады отходов и пыли.

В зависимости от назначения элеваторы делятся на заготовительные, производственные и перевалочные. Их строят из железобетона высотой до 60 м вместимостью до 200 тыс. т и более. Размещение рабочей башни преду-сматривают в торце, а по сторонам ее возводят силосные корпуса для хране-ния зерна. Перпендикулярно элеватору примыкает приемный механизиро-ванный пункт с нижней транспортной галереей, по которой зерно поступает в здание рабочей башни. Далее зерно подают в сушильно-очистительные ма-шины, а затем ленточными транспортерами верхней галереи его распределя-ют по отдельным силосам.

Пожарная опасность хранилищ зерна характеризуется наличием больших количеств горючих материалов, различных механизмов на электрической тяге с вращающимися частями и возможностью быстрого распространения пожара. Горючей средой в зерноскладах являются зерно в больших количествах, зерновая пыль, сгораемые конструкции зданий, транс-портерные ленты и т. п. Наибольшую опасность представляет зерновая пыль, выделяемая в больших количествах при очистке, транспортировании, загруз-ке и выгрузке зерна.

Зерновая пыль - легкогорючий материал. Во взвешенном состоянии взрывоопасна. Нижний предел взрыва пылей зерновых элеваторов во многом зависит от оборудования, в котором они накапливаются. Так, для образцов пшеничной пыли, отобранных из аспирационной системы, С_шга=12,6-30,2; из пылевой камеры - Снт⁼35-170 г/м³. Максимальное давление взрыва для пшеничной элеваторной пыли 0,735 МПа, минимальная энергия зажигания 50 МДж.

Элеваторы по взрывопожарной опасности относятся к категории В. Вме-сте с тем следует иметь в виду, что взрывы зерновых элеваторов иногда все же происходят и сопровождаются разрушением силосов, галерей и т. п. Цехи и склады отходов и пыли, цехи по сортированию и выколачиванию мягкой тары относятся к категории Б.

Светильники и электроустановочную аппаратуру в складах выполняют пылевлагонепроницаемого исполнения, а двигатели механизмов - закрыты-ми, обдуваемыми. Помимо выключателей, устанавливаемых в помещениях складов, предусматривают общий рубильник для отключения на складе всей

электросети. Такие рубильники (пусковые устройства) совместно с предо-хранительной защитой и штепсельными розетками для подключения пере-движных машин и механизмов устанавливают снаружи на несгораемых сте-нах складов или на отдельно стоящих опорах, если здание склада выполнено из сгораемых конструкций.

Степень огнестойкости элеваторов (их основных зданий и сооружений) принимается не ниже П. Степень огнестойкости надсшюсных транспортных галерей не нормируется, однако несущие конструкции выполняют несгорае-мыми. Из надсилосной галереи устраивают один выход в лестничную клетку рабочей башни, а второй - на крышку вблизи наружной пожарной лестницы, из подсилосной галереи один эвакуационный выход в сторону железной до-роги, второй - во двор.

Отходы и пыль из циклонов (пылеотделителей) транспортируют пнев-мотранспортом в специальные склады отходов, которые размещают на рас-стоянии не ближе 50 м от здания элеватора. Воздуховоды вентиляционных систем выполняют несгораемыми. Циклоны и вентиляторы размещают в производственных помещениях элеватора.

В элеваторах предусматривают наружный и внутренний противопожар-ный водопроводы с собственной пожарной наносной станцией, пожарную сигнализацию, наружные пожарные лестницы, водяные завесы в технологи-ческих проемах внутренних стен верхней и нижней галерей и т. п. Электро-оборудование применяют в пылевлагонепроницаемом исполнении. Элевато-ры также оборудуют молниезащитой.

При проектировании учитывается, что наиболее эффективной преградой, не позволяющей огню переброситься с одного здания на другое, являются противопожарные резервы м/у зданиями. Величина разрыва зависит от огне-стойкости смежных зданий и обычно составляет 10-20 метров.

План эвакуации людей на случай пожара из любого производственного помещения составляется заранее, с ним знакомят всех работников цеха.

Все производственные здания и сооружения имеют первичные средства пожаротушения (огнетушители, песок и воду), которые размещают на терри-тории элеватора. Ящики для песка рассчитаны на хранение 0,5 метра песка. Каждый ящик снабжают совковой лопатой, бочки с водой вместимостью 250 литров, двумя ведрами.

Тушение пожара в начальный период его возникновения дает наиболее эффективные результаты, поэтому на всех предприятиях устанавливают средства сигнализации и связи для извещения о пожаре из каждого цеха, зда-ния. Средства сигнализации различные: звонковые, электрическая сигнали-зация ручного действия, телефонная связь, автоматическая сигнализация.

10.2 Классификации электрооборудования и электротехнических устройств

Электрические машины и аппараты, применяемые в электроустановках, должны обеспечивать как необходимую степень защиты их изоляции от

вредного действия окружающей среды, так и необходимую безопасность в отношении пожара или взрыва вследствие какой-либо их неисправности.

Существует следующие классификации видов исполнения электрообо-рудования (электрических устройств): общего назначения; специальное (тро-пического исполнения, холодостойкое, влагостойкое, химически стойкое); открытое (незащищенное от прикосновения к движущимся и токоведущим частям); защищенное (от случайного прикосновения к его движущемся и то-коведущим частям и от случайного попадания внутрь посторонних предме-тов и пыли); водозащищенное, брызгозащищенное, каплезащищенное, пыле-защищенное; закрытое (защищенное злектороборудование, выполненное так, что возможность сообщения между его внутренним пространством и окру-жающей средой может иметь место только через не плотности соединения между частями электрооборудования или через отдельные небольшие отвер-стия); герметичное (защищенное, выполненное так, что исключена возмож-ность сообщения между его внутренним пространством и окружающей сре-дой); взрывозащищенное (электрооборудование, в котором предусмотрины конструктивные меры для устранения или затруднения возможности воспла-менения окружающей взрывоопасной среды).

Электрооборудование и электротехнические устройства подразделяются по напряжению - до 1000 В и выше 1000 В и по применению - для наружной и внутренней установки.

10.3 Электрооборудование пожароопасных помещений.

В пожароопасных помещениях всех классов следует применять только защищенные электропроводки (кабели марок ВРГ, АВРГ, или провода АПРВ, АПВ и АПРТО в тонкостенных стальных трубках). Допускается от-крытая прокладка изолированных проводов на изоляторах, но при условии их удаления от мест скопления горючих материалов и невозможности механи-ческого повреждения (например, на недоступной высоте ). Допускается при-менение алюминиевых проводов только при условии надежного их соедине-ния сваркой, пайкой или опрессовкой. Соединительные и ответвительные ко-робки должны быть пылезащищенного исполнения.

Сооружение распределительных устройств напряжением выше 1000 В в пожароопасных помещениях не рекомендуется, но при необходимости до-пускается при условии применения щитов и шкафов в закрытом исполнении.

Проектирование и монтаж электрооборудования напряжением до 1000 В пожароопасных установок следует вести в соответствии с инструкцией ВСН 294-72, утвержденной Минмонтажспецстроем России, которая согласована с Госэнергонадзором и ГУПО МВД России. В этой инструкции даны указания по монтажу электропроводок, оконцеванию и соединению жил проводов и кабелей, монтажу электродвигателей, пусковой аппаратуры, светильников, крановых устройств, токопроводов, заземления.

10.4 Причина пожаров в электроустановках

В процессе получения, транспортировки и преобразования электриче-ской энергии в механическую, тепловую и другие виды энергии в результате аварии, ошибочных действий и халатности обслуживающего персонала воз-можно появление источников зажигания, природа которых основана на теп-ловом проявлении электрического тока. Так, из статистики пожаров следует, что пожары связанные с эксплуатацией электроустановок, происходит глав-ным образом от КЗ; от нарушения правил эксплуатации электронагреватель-ных приборов; от перегрузки электродвигателей и электрических сетей; от образования больших местных переходных сопротивлений; от электрических искр и друг.

Короткие замыкания представляют наибольшую пожарную опасность.

При КЗ в местах соединения проводов сопротивление практически равно нулю, в результате чего ток, проходящий по проводникам и токоведущим частям аппаратов и машин, достигает больших значений. Токи КЗ на не-сколько порядков превышают номинальные токи проводов и токоведущих частей и достигают сотен и тысяч ампер. Такие токи могут не только пере-греть, но и воспламенить изоляцию, расплавить токоведущие части и прово-да. Плавление металлических деталей машин и аппаратов сопровождается обильным разлетом искр, которые в свою очередь способны воспламенить близко расположенные горючее вещества и материалы, послужить причиной взрыва.

Короткие замыкания в электроустановках возникают по разным причи-нам. Чаще всего они бывают из-за отказа электрической изоляции вследствие ее старения и отсутствия контроля за ее состоянием.

Неправильная эксплуатация электроустановок неизбежно ведет к воз-никновению пожаров, поскольку либо не выполняются условия по предот-вращению непредусмотренного аккумулирования выделяющегося тепла, ли-бо не соблюдаются пожаробезопасные расстояния до горючих материалов (например, при эксплуатации нестандартных электронагревательных прибо-ров для обогрева помещений), либо игнорируется четкие технические указа-ния по режиму работы.

10.5 Способы и средства тушения пожаров в электроустановках

Под тушением пожаров понимаются действия отдельных людей, подраз-делений пожарной охраны и придаваемых им сил или работа автоматических установок пожаротушения с целью прекращения горения.

Прекращения горения может быть достигнуто различными путями:

- охлаждением зоны горения или горящего вещества;

- снижением скорости реакции окисления за счет разбавления реагирую-щих веществ;

- изоляция горящего вещества от зоны горения;

- химическим торможением реакции окисления (горения).

Реакция перечисленных способов может быть достигнута сочетанием огнетушащих и технических средств или только техническими средствами.

Выбор огнетушащего средства для прекращения горения зависит от обста-новки на пожаре и определяется:

- свойствами и состоянием горящего материала;

- видом пожара (на открытом пространстве, в ограниченном объеме);

- условиями тепло- и газообмена на пожаре;

- параметрами пожара (площадью горения, температурой и т. п.);

- условиями проведения работ по прекращению горения (например, нали-чием или отсутствием непосредственной угрозы лицам, осуществляющим подачу средств тушения);

- наличием и количеством огнетушащих средств;

- эффективностью огнетушащего средства.

Практически все огнетушащие средства характеризуются комплексным взаимодействием, т. е. одновременно производят, например, охлаждение го-рящего материала и разбавления зоны горения. Однако прекращение горения достигается одним из применяемых способов, а остальные только способст-вуют прекращению горения. Это определяется соотношением свойств огне-тушащего средства и горящего материала. Например, воздушно-механическая пена при тушении легковоспламеняющихся жидкостей охлаж-дает верхний слой жидкости и одновременно изолирует ее зоны горения. Од-нако основным процессом, приводящим к прекращению горения, например, бензина, является изоляция, поскольку пена с температурой 5-15°С не может охладить бензин ниже температуры его вспышки (минус 35°С). В зависимо-сти от основного процесса, приводящего к прекращению горения, наиболее распространенными способами среди выше перечисленных групп являются:

- способы охлаждения - охлаждения конденсированной фазы сплошными струями воды, охлаждение распыленными струями воды, охлаждение путем перемешивания горючих материалов;

- способы разбавления - разбавление газовой и конденсированной фазой (твердой, жидкой) струями тонко распыленной воды, разбавление горючих жидкостей водой, разбавление негорючими газами или водяным паром;

- способы изоляции - изоляция слоем пены различной кратности, изоля-ция слоем огнетушащего порошка;

- способы химического торможения реакции горения - с помощью огне-тушащих порошков или галоидопроизводных углеводов.

В качестве примера можно привести способы тушения натрия, который может использоваться как теплоноситель. Основными из них являются: са-мотушение в относительно герметичных помещениях; тушение порошковым составом (глинозем); тушение в поддонах с гидрозатвором; слив натрия в аварийные емкости и самотушения натрия в них.

Тушение натрия в относительно герметичных помещениях осуществля-ется с подачей азота и без его подачи. Азот подается от насосной станции и хранится и хранится в ресиверах под повышенным давлением. Включение системы, как правило, осуществляет оператор. В помещения, где утечка на-трия незначительна, подача азота не производится. Для тушения также ис-пользуются порошковые составы (техническая окись алюминия - глинозем),

которые подаются по трубопроводам под давлением азота, поступающего из ресиверов. Выброс порошка происходит вблизи возможных мест протечек натрия.

Принцип тушения натрия в поддонах заключается в том, что пролив-шийся теплоноситель стекает по наклонным плоскостям поддона и попадает в сливное устройство, в котором устраивается гидрозатвор, где горение на-трия прекращается из-за предотвращения попадания воздуха внутрь поддона. Избыточное давление, образуется внутри поддона за счет термического раз-решения воздуха и уменьшения свободного объема при стекании в него ме-талла, сбрасывается через отверстие, расположенное в верхней части поддо-на.

При возможности пролива большого количества натрия применяют спо-соб его слива в аварийные емкости. Полы помещений, из которых сливается натрий, могут облицовываться сталью и должны иметь сливные тралы, в сторону которых выполняется уклон пола. Трап может закрываться легко-плавким покрытием и металлической решеткой.

Кратко остановимся на основных средствах тушения пожаров в электро-установках, находящихся на элеваторе.