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

, (9.12)

Для ячейки секционирования:

, (9.13)

Для ячейки отходящих линий:

, (9.14)

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

Для ячейки ввода: .

Для ячейки секционирования: .

Для ячейки отходящих линий: .

Результаты проверки выключателей сведены в таблицу 9.8.

Таблица 9.8

Проверка выключателей

Тип выключателя	Расчетные данные сети
Ячейка ввода ВБЧЭ-10-31,5/1000 УХЛ2		1000	-	-	-
		-	31,5	-	-
		-	-	80	-
		-	-	-	2975
Ячейка секционирования ВБЧЭ-10-31,5/630 УХЛ2		630	-	-	-
		-	31,5	-	-
		-	-	80	-
		-	-	-	2975
Ячейка отходящих линий ВБЧЭ-10-31,5/630 УХЛ2		630	-	-	-
		-	31,5	-	-
		-	-	80	-
		-	-	-	2975

Условие проверки выключателей выполняется.

9.2.5 Выбор трансформаторов собственных нужд

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

Таблица 9.9

Мощность собственных нужд подстанции

Расходуемая мощность	Р, кВт
Подогрев приводов выключателей	30
Подогрев релейного шкафа	1
Отопление, освещение, вентиляция:
Силовых трансформаторов	24
ЗРУ	6
Освещение ОРУ	2
Маслохозяйство	45
Подогрев разъединителей	0,6
Итого	108,6

, (9.15)

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

.

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

9.2.6 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока

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

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

Выбранный ТТ проверяется на электродинамическую устойчивость:

, (9.16)

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

.

Термическая устойчивость:

(9.17), .

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

Таблица 9.10

Выбор и проверка трансформаторов тока

Параметры трансформатора	Условия выбора (проверки)	Расчетные данные	Типы ячеек
			ввода	секционирования	отходящих линий
1	2	3	4	5	6
Тип трансформатора	Определяется серией ячейки	-	ТОЛ-10-600/5	ТОЛ-10-300/5	ТОЛ-10-150/5
Номинальное напряжение	Uсном ? Uном	Uсном = 10 кВ	10	10	10
Номинальный ток, первичный	Iрасч ? I1н	Iврасч=473,26 Iсрасч=236,63 Iорасч=129,5	600	300	150
Вторичный ток	I2н = 5 А	-	5	5	5
Класс точности	В соответствии с классом точности присоед. приборов	-	0,2	0,2	0,2
Динамическая устойчивость	iуд ? *kдин*I1н	iудв =7,784 кА iудс =7,784 кА iудо =7,160 кА	100	78,8	40
Термическая устойчивость	(kт*I1н) 2?Вк	Вк в =14,04 Вк с =11,51 Вк отх =8,74	1600	992,5	256

9.2.7 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения

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

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

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

На каждой секции шин будет присоединено n отходящих линий:

n = 10/2 = 5.

На каждой секции шин устанавливается по 5 ячеек.

Вторичная нагрузка ТН приводится в таблице 9.11.

.

Выбирается ТН типа НАМИ-10-95 УХЛ2 мощностью 200кВА.

S_2н = 200 ВА при классе точности 0,5 [10].

Таблица 9.11

Данные расчета и выбора ТН

Прибор	Место установки	Тип	Мощность одного прибора	cosw	sinw	Числ. приб.	Общая потребл. мощность, Р, Вт	Общая потребл. мощность, Q, Вт
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Вольт- метр	Секция шин	Э335	2	-	-	2	4	-
Счётчик акт. - реакт. энергии	Ввод 10кВ	ЕА	4	0.38	0.925	2	8	19,47
Счётчик акт. - реак энергии	Отход. линия	СА3-И674 СР4-И676	3	0,38	0,925	10	30	51,11
Счетчик активной энергии	ТСН	СА3- И674	3	0.38	0.925	2	12	14,6
Итого:	54	117,9

Следовательно, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности.

9.3 Выбор оборудования трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ

Технические характеристики выбранных комплектных трансформаторных подстанций приведены в таблице 9.12.

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

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

Таблица 10.12

Технические характеристики КТП промышленного типа

Параметр	Мощность трансформатора, кВА
	400	1000	1600
Номинальное напряжение на стороне ВН, кВ	10
Номинальное напряжение на стороне НН, кВ	0,4
Номинальный ток сборных шин РУНН, кА:	0,58	1,45	2,31
Ток термической стойкости на стороне НН, кА	10	25	30
Ток электродинамической стойкости на стороне НН, кА	25	50	70
Исполнение ввода ВН	кабельный
Исполнение отходящих линий НН	кабельный
Корпус КТП	металлический

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

Принимаем шины ШМТВ 2Ч (50Ч6) с I _{дл. доп} = 3400 А.

Характеристики выбранных автоматических выключателей сведены в таблицу 9.13.

Таблица 9.13

Технические характеристики шкафов РУНН, тип и номинальный ток выключателя

Тип шкафа	Тип выключателя	Номинальный ток выключателя, А	Номинальная откл. способность, кА	Вид сист. управления
ШНВ	ВН45	400	50	микропроцесс.
ШНС	ВН45	2000	50
ШНЛ	ВН45	250,400,630	25

10. Релейная защита и автоматика

10.1 Объем релейной защиты трансформатора согласно ПУЭ

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

1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

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

3) витковых замыканий в обмотках;

4) токов в обмотках, обусловленных КЗ;

5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

6) понижения уровня масла;

7) частичного пробоя изоляции вводов 500 кВ;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, (10.1)

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

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

При включении силового трансформатора со стороны высшего напряжения отношение амплитуды броска тока намагничивания к амплитуде номинального значения тока не превышает 5. Это соответствует отношению амплитуды броска тока намагничивания к действующему значению номинального тока первой гармоники 5v2?7,05. При невыполнении условия необходимо отстраивать защиту отброска намагничивающего тока трансформатора. В этом случае уставка срабатывания отсечки выбирается из выражения:

, (10.2)

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

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

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

(10.3)

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

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

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

, (10.4)

где k_З - коэффициент максимальной загрузки трансформатора.

,

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

, (10.5)

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

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

, (10.6)

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

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

.

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

(10.7)

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

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

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

, (10.8)

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

,

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

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

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

, (10.9)

для воздушных сетей

, (10.10)

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

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

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

, (10.11)

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

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

(10.12)

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

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

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

(10.13)

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

Параметры релейной защиты сведены в таблицу 10.1.

Таблица 10.1

Параметры релейной защиты

Условное обозначение защиты	Наименование	Вводимые параметры
		ток, А	время, сек
T	Токовая отсечка	3144	0
T/B	МТЗ с выдержкой времени	141,13	0,5
T0	Защита от замыкания на землю (сиг.)	0,179	0,3

11. Электробезопасность

11.1 Производственная санитария

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

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

Высота подвеса светильников Н_Р, м:

, (11.1)

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

Количество светильников п, шт.:

(11.2)

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

Индекс помещения () рассчитывается по формуле:

(11.3)

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

Тогда K_и = 0,85 (при = 3,67).

Общая установленная мощность рабочего освещения Р_ОБЩ, Вт:

(11.4)

где Р_СВ - мощность одного светильника, Вт.

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

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

Количество светильников аварийного освещения:

Общая установленная мощность аварийного освещения:

11.2 Электробезопасность

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Защита от прямых ударов молнии в данном случае осуществляется молниеприемной сеткой шагом 12Ч12 м. Каждый токоотвод от молниеприемника подсоединяется к замкнутому заземляющему контуру, уложенному по периметру здания.

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

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

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

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

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

(11.5)

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

Определяем сопротивление одного вертикального заземлителя [2]:

(11.6)

где

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

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

(11.7)

, (11.8)

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

(11.9)

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

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

(11.10)

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

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

(11.11)

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

Расстояние между электродами по ширине объекта:

(11.12),

Расстояние между электродами по длине объекта:

(11.13),

Для уточнения принимаем среднее значение отношения:

(11.14)

Определяем уточненное значение сопротивления горизонтальных электродов:

(11.15)

Определяем уточненное значение сопротивления вертикальных электродов:

(11.16)

Определяем фазное сопротивление защитного заземления:

(11.17), ,

R_ЗУФ=3,13 Ом<4 Ом.

Защитное заземление эффективно.

12. Экономическая часть

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

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

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

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

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

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

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

12.1 Определение капиталовложений на сооружение сети

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

Таблица 12.1

Капитальные затраты на оборудование

№	Наименование оборудования и материалов	Тип, мощность, габариты оборудования	Ед. измер.	Кол.	Стоим. тыс. руб.	Всего, тыс. руб.
1	Силовые трансформаторы	ТМН 6300/110	шт.	2	4500	9000
2	Выключатели	ВГТ-110-40/3150 У1	шт.	2	880	1760
3	Разъединители	РПД-110	шт.	6	128	768
4	Трансформаторы напряжения	НКФ-110-83	шт.	2	263	526
5	Трансформаторы тока	ТОЛ-10-600/5	шт.	6	12,2	73,2
6	Трансформаторы тока	ТОЛ-10-300/5	шт.	3	5,5	16,5
7	Трансформаторы тока	ТОЛ-10-150/5	шт.	30	3,2	96
8	Трансформаторы напряжения	НАМИ-10-95	шт.	2	73,5	147
9	Ограничители перенапряжения	ОПН-П-110УХЛ1	шт.	2	22,595	45, 19
10	Ограничители перенапряжения	ОПНН-П-110УХЛ1	шт.	2	21,525	43,05
11	Заземлители	ЗОН - 110М - УХЛ1	шт.	2	39	78
12	Выключатели	ВБЧЭ-10-31,5/1000 УХЛ2	шт.	2	280	560
13	Выключатели	ВБЧЭ-10-31,5/630	шт.	1	235	235
14	Выключатели	ВБЧЭ-10-31,5/630	шт.	10	235	2350
15	КТП и трансформаторы	2 КТП-Т	шт.	3	-	927,125
16	Трансформаторы	ТМГ	шт.	10	-	2678,18
17	Компенсаторы реактивной мощности	АУКРМ-0,4+УКРМ-10	шт.	8	-	1458,75
18	Кабельная линия		км	-	-	18308,6
Итого	39070,6

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

Затраты на монтаж принимаем 7% от капиталовложений:

, (12.1)

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

Затраты на предпусковые работы принимаем 9% от капиталовложений:

, (12.2),

Транспортно-заготовительные расходы, принимаем 8% от капиталовложений:

, (12.3)

Прочие расходы принимаем 5% от капиталовложений

, (12.4)

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

, (13.5)

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

12.2 Расчет затрат на эксплуатацию оборудования

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

(12.6)

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

Дополнительная зарплата - премия 30% от тарифной ставки

(12.7)

Отчисление на социальные выплаты 30%:

(12.8)

Результаты расчетов сведем в таблицу 12.2.

Для замены, восстановления основных производственных фондов рассчитываются амортизационные отчисления.

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

(12.9)

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

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

(12.10)

Полные годовые затраты на содержание и эксплуатацию оборудования составляет:

(12.11)

Результаты расчетов сведем в таблицу 12.2.

Таблица 12.2

Затраты на содержание и обслуживание оборудования

Наименование расходов	Маркировка	Стоимость, тыс. руб. /год
Заработная плата	Изп. осн	5871,36
Премии	Идоп. зп	1761,41
Социальные выплаты	Иотч	2289.83
Амортизационные отчисления	Иа	8710,24
Затраты на ремонт	Ир	6097,17
Итого	И	24730,01

12.3 Расчет экономического эффекта и срока окупаемости

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

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

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

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

(12.12)

где

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

Годовые потери предприятия при первом варианте распределение электроэнергий:

(12.13)

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

Годовые потери предприятия при втором варианте распределение электроэнергий:

(12.14)

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

Упущенная выгода:

(12.15)

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

(13.16)

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

Эффект от снижения удельной нормы электроэнергии составит:

Эффективность от вложений в проект за первый год:

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

Гистограмма окупаемости капиталовложений приведена на рисунке 12.1

Рисунок 12.1 - Гистограмма окупаемости капиталовложений в проект

Список использованной литературы

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

24. Техническая политика ФСК-2007.

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

Размещено на Allbest.ru