Удельное сопротивление провода: r_УД = 7,4 Ом/км, х_УД = 0,116 Ом/км.

Условия выбора:

1) По допустимому току:

Й_доп= 21 А,

I_н.в.= 16 А,

21 А ? 16 А,

где I_н.в - ном. ток выключателя квартирного щитка.

2) По потере напряжения:

(%)< 5(%).

Длины проводов и кабелей приняты по генплану (лист 1 графического материала).

Суммарная потеря напряжения в сети от ТП до самой удаленной розетки дома № 3 будет равна: = 3 + 0,7 + 0,8 = 4,5 %, что допустимо.



6. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчеты токов короткого замыкания выполняются для выбора коммутационной аппаратуры, кабелей и другого электрооборудования с целью проверки их по условиям термической и динамической стойкости, а также для выбора уставок устройств релейной защиты и автоматики и проверки их чувствительности.

Расчеты проводим аналитическим методом, основанным на методе симметричных составляющих.

Ток трехфазного металлического КЗ, определяется по формуле:

, кА ,(6.1)

где U_H - среднее номинальное междуфазное напряжение, кВ;

- полное суммарное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, которое является сопротивлением прямой последовательности и определяется по формуле:

, мОм, (6.2)

где - активное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, мОм;

- реактивное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, мОм.

Ударный ток трехфазного металлического КЗ, i_y, кА, определяется:

, кА, (6.3)



где - амплитудное значение периодической составляющей сверхпереходного тока трехфазного металлического КЗ, кА;

K_У - ударный коэффициент [11].

Ток двухфазного металлического КЗ, ,кА определяется по формуле:

, кА, (6.4)

где - ток трехфазного металлического КЗ, кА.

Для сетей напряжением 0,38 кВ в большинстве случаев характерны дуговые КЗ, а не металлические, поэтому расчет токов КЗ в сетях низшего напряжения проводится с учетом активного сопротивления дуги в месте КЗ, R_д,мОм, которое определяется по формуле:

, мОм, (6.5)

где Е_д - напряженность в стволе дуги, В/мм (1,6 В/мм из [11]);

L_д -длина дуги, мм из [11];

- ток трехфазного металлического КЗ, кА.

Ток трехфазного КЗ с учетом дуги, ,кА, находим по формуле:

, (6.6)

где U_H - среднее номинальное междуфазное напряжение, кВ;

- суммарное активное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, мОм;

- суммарное реактивное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, мОм;

R_д - сопротивление дуги, мОм.

Ток двухфазного КЗ с учетом дуги, ,кА, находится по формуле:

, кА, (6.7)

где - ток трехфазного КЗ с учетом дуги, кА.

Ток однофазного КЗ в сети напряжением 0,38 кВ, ,кА, определяется:

, кА,(6.8)

где U_ф - фазное напряжение сети, для сетей 0,4 кВ принимается 230 В;

Z_У⁽¹⁾ - полное сопротивление питающей системы и трансформатора, мОм;

Z_п,ф-0 - полное сопротивление петли фаза-нуль до точки КЗ, мОм, [11].

Сопротивление Z_У⁽¹⁾ определяется по формуле:

, мОм, (6.9)

где X_1T, X_2T и R_1T, R_2T - индуктивные и активные сопротивления прямой и обратной последовательностей силового трансформатора (X_1T=X_2T, R_1T=R_2T), мОм;

X_0T, R_0T - индуктивное и активное сопротивление нулевой последовательности силового трансформатора, мОм, [11, таблица 6.10] .

Полное сопротивление петли фаза-ноль от трансформатора до точки КЗ, Z_п,ф-0, мОм, определяется по формуле:

мОм(6.10)

где Z_{П,Ф-0,УД,I} - удельное сопротивление петли фаза-ноль каждого из последовательно включенных участков сети, мОм/м из [11];

l - длина соответствующего участка сети, м.

Параметры элементов сети, для которой необходимо рассчитать токи КЗ, определяются по формулам приведенным ниже.

Активное сопротивление трансформатора:

(6.11)

где ДP_к - потери КЗ, кВт из [10];

U_ном - низшее номинальное напряжение трансформатора, кВ;

S_ном.т. - номинальная мощность трансформатора, кВ•А;

Реактивное сопротивление трансформатора:

, Ом,(6.12)

где U_к - напряжение КЗ, %.

Активное сопротивление кабельных линий R_К определим по формуле:

иR_К = R_УД • l , мОм, (6.13)



где R_УД - удельное активное сопротивление кабеля, мОм/м, [11];

l - длина кабеля, м.

Реактивное сопротивление X_К определим по формуле:

Х_К = Х_УД • l , мОм, (6.14)

где X_УД - удельное реактивное сопротивление кабеля, мОм/м, [11];

l - длина кабеля, м.

Параметры элементов схемы замещения приводятся к одному напряжению, принятому за базисное. Расчеты токов КЗ выполняются в именованных единицах.

6.1 Расчет токов короткого замыкания на напряжение 10 кВ

Для расчета токов КЗ задаемся следующими исходными данными: сопротивление питающей системы Zc = 0,65 Ом; ток короткого замыкания на шинах РП в точке К₀: I_кз0 = 10 кА.

Схема замещения для расчета тока металлического КЗ приведена на рис.6.1.

Параметры схемы замещения рассчитаны по формулам (6.13) и (6.14).

Для кабельной линии W1:

R_W1 = 0,169 ^. 0,2 = 0,034 (Ом);

X_W1 = 0,078 ^. 0,2 = 0,016 (Ом);

(Ом).

Ток трехфазного металлического КЗ определим по формуле (6.1):

(кА).

Ударный ток трехфазного КЗ рассчитаем по формуле (6.3):

I_У = 1,3 ^{. .} 8,8 = 16,2 (кА).

Согласно формуле (6.4) определим ток двухфазного КЗ:

(кА).

Рисунок 6.1 - Схема замещения для расчета токов КЗ



Таблица 6.1 - Результаты расчета токов КЗ в сети 10 кВ

Точка КЗ	Z?, Ом	IУ, кА	KУ	I(3)КМ, кА	I(2)КМ, кА
К1	0,038	16,2	1,3	8,8	7,6
К2	0,102	14,2	1,3	7,7	6,7
К3	0,087	12,6	1,3	6,9	5,9
К4	0,236	10	1,3	5,5	4,7
К5	0,073	9,5	1,3	5,2	4,4
К6	0,064	8,9	1,3	4,9	4,2
К7	0,052	15,8	1,3	8,6	7,4
К8	0,064	14,7	1,3	8,1	6,9
К9	0,073	13,5	1,3	7,4	6,3
К10	0,236	10,4	1,3	5,7	4,8
К11	0,087	9,6	1,3	5,3	4,5
К12	0,102	8,9	1,3	4,9	4,2

6.2 Расчет токов короткого замыкания на напряжение 0,38 кВ

При расчетах токов КЗ для проверки оборудования на термическую и динамическую стойкость и выбора аппаратуры по отключающей способности выполняются расчеты металлических КЗ, т.к. в этом случае значения токов КЗ являются максимальными. При проверке чувствительности устройств релейной защиты и защитных аппаратов выполняются расчеты дуговых КЗ, т.к. при этом значении токов КЗ являются минимальными.

Проведем расчет токов КЗ для сети, питающей потребителя - жилой дом № 3, запитанный от ТП 3.

Определим параметры трансформатора по формулам (6.11) и (6.12):

,

(Ом).

Параметры схемы замещения рассчитаны по формулам (6.13) и (6.14).

Для кабельной линии, питающей дом:

R_W1 = 0,261 ^. 0,12= 0,031 (Ом),

Х_W1 = 0,08 ^. 0,12 = 0,01 (Ом),

(Ом).

Для провода стояка подъезда:

R_W2 = 0,53 ^. 0,03 = 0,016 (Ом),

Х_W2 = 0,088 ^. 0,03 = 0,003 (Ом),

(Ом).

Для провода от щитка до розетки дальней комнаты:

R_W3 = 7,4 ^. 0,015 = 0,111 (Ом),

Х_W3 = 0,116 ^. 0,015= 0,002 (Ом),

(Ом).

Расчетная схема участка сети и схема замещения представлены на рисунке 6.2.

Рисунок 6.2 - Расчетная схема и схема замещения для расчетов токов КЗ



Рассчитаем токи КЗ для точки К1.

Ток трехфазного металлического КЗ определим по формуле (6.1) с учетом формулы (6.2):

(кА).

Согласно формуле (6.6) ток трехфазного КЗ с учетом дуги:

(кА),

где активное сопротивление дуги в месте КЗ, определяется по формуле (6.5): (Ом).

Ударный ток трехфазного КЗ рассчитаем по формуле (6.3):

i_Y = 1,3 ^{. .} 16,1 = 29,6 (кА).

Ток двухфазного КЗ с учетом дуги находим по формуле (6.7):

(кА).

Ток однофазного КЗ рассчитаем по формуле (6.8):

(кА). Расчет для остальных точек аналогичен. Результаты расчета представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Результаты расчета токов КЗ в сети 0,4/0,23 кВ

Точка КЗ	КУ	IKM(3), кА	iу, кА	IКД(3), кА	IКД(2), кА	IКД(1), кА
К1	1,3	16,1	29,6	13,9	12	0,51
К2	1,1	4,9	7,5	3,2	2,8	0,37
К3	1,1	3,7	5,7	2,7	2,3	0,31
К4						0,19



7. ВЫБОР КОММУТАЦИОННОЙ АППАРАТУРЫ

7.1 Выбор коммутационно-защитной аппаратуры на напряжение 10 кВ

Выключатели и разъединители в сети 10(0,4) кВ выбираются по условиям:

1. По напряжению установки:

U_{ном.сети} U_ном ,кВ, (7.1)

где U_{ном.сети} - номинальное напряжение сети, кВ;

U_ном. - номинальное напряжение выключателя (разъединителя), кВ.

2) По рабочему максимальному току:

I_р.мах I_ном ,А, (7.2)

где I_р.мах - расчетный максимальный ток, А;

I_ном. - номинальный ток выключателя (разъединителя), А.

3) На симметричный ток отключения:

I_k⁽³⁾ ? I_{откл,ном} ,кА, (7.3)

где I_k⁽³⁾ - расчетное значение тока трехфазного КЗ, кА;

I_{откл,ном} - номинальный ток отключения выключателя, кА.

4) На электродинамическую стойкость:

i_уд ? i_дин ,кА, (7.4)

гдеi_y - ударный ток трехфазного КЗ, кА;

i_дин - ток электродинамической стойкости, кА.

5) Время отключения КЗ:

(7.5)

где - полное время отключения выключателя, с;

- минимальное время действия защиты, принимаем 0,1 с.

6) На термическую стойкость:

,кА²•с, (7.6)

где В_К - тепловой импульс, кА²·с;

I_В - ток термической стойкости, кА;

t - время протекания тока термической стойкости, с.

В РП 10 кВ устанавливаются ячейки КСО содержащие вакуумные выключатели марки BB/TEL, параметры которых определяются согласно условиям. Технические характеристики выключателей ВВ\TEL .

Время отключения КЗ:

(с).

Параметры выключателей BB/TEL-10-12,5/630У2

U_ном = 10 кВ; I_ном.= 630 А; I_откл = 12,5 кА; I_{ном.дин.}=32А; I²_ТЕР^. t_ТЕР = 1024 кА²с.

Разъединители трехполюсные серии РВ, РВЗ, с приводами ПР-10 предназначены для включения и отключения под напряжением обесточенных участков цепи высокого напряжения при отсутствии нагрузочного тока. Кроме того, для безопасности ремонта линии и электрооборудования разъединителем создается видимый разрыв электрической цепи .

Выбор разъединителей осуществляется согласно условиям. Параметры разъединителей в ячейках РП

РВ-10/400 УХЛ2; U_ном = 10 кВ; I_ном. = 400 А; i_дин = 40 кА ;1024 кА²с. РВЗ-10/400I УХЛ2; U_ном = 10 кВ; I_ном. = 400 А; i_дин = 40 кА ;1024 кА²с.

Параметры аппаратов, содержащихся в ячейках напряжением 10 кВ, установленных в ТП .

Параметры разъединителей, содержащихся в ячейках ТП на стороне ВН

РВЗ-10/400 I УХЛ2; U_ном = 10 кВ; I_ном. = 400 А; i_дин = 40 кА; 1024 кА²с.

РВ-10/400 УХЛ2; U_ном = 10 кВ; i_дин = 40 кА; 1024 кА²с.

Выключатели нагрузки предназначены для отключения и включения цепей под нагрузкой и не предназначены для отключения токов КЗ, поэтому они не проверяются по условию. Используется комбинация «выключатель нагрузки - предохранитель», что расширяет область применения выключателей нагрузки, обеспечивается защита цепей от токов КЗ предохранителями.

Параметры выключателей нагрузки

ВНПу - 10/400; U_ном = 10 кВ; I_ном. = 400 А; i_номдин = 25 кА; Вк=100 кА²с.

Выбор предохранителей для защиты силовых трансформаторов производится по формуле:

I_р = I_НТ ^. k_Б ,А, (7.7)

где I_НТ - номинальный ток трансформатора,А;

k_Б - коэффициент, учитывающий бросок тока намагничивания трансформатора при включении, k_Б = 2.

Номинальный ток трансформатора определяем по формуле:



, А. (7.8)

Согласно (7.8) номинальный ток трансформатора равен:

I_р =36,4 ^. 2 = 72,8 (А).

Выбор предохранителей для защиты силовых трансформаторов

ПКТ-102-10-80-20У3; U_ном.пр = 10 кВ; I_ном = 80 А; I_откл= 20 кА.

Выбор трансформаторов напряжения в цепях силовых трансформаторов на стороне ВН.

НАМИ-10-95 УХЛ2; U_ном = 10 кВ.

Выбор ограничителей перенапряжения

ОПН-П-10 УХЛ1; U_ном = 10 кВ.

Условия выбора и проверка измерительных трансформаторов:

Выбираем трансформатор тока ТПЛ-10К c коэффициентом трансформации 300/5.

Таблица 7.1 - Выбор измерительных трансформаторов тока

Условие выбора	Параметры выбора
Uном.?Uном.сети	10 кВ ? 10 кВ
Iном.?Iр	300 А ? 217А
iдин ? iуд	100 кА ? 16,2 кА
I2тер• tтер ? Вк	1024 кА2с ? 6,7 кА2с



8. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

8.1 Защита трансформаторов

Для защиты трансформаторов ТП применяем плавкие предохранители.

Выбираем предохранители типа: ПКТ-102-10-80-20У3.

8.2 Защита отходящих линий

Защиту линий W1,W2 выполним на основе устройства «Сириус-2Л».

1) МТЗ - 1

Определяем ток срабатывания селективной токовой отсечки линии W1:

I_ТОW1 = Кз ^. I⁽³⁾_{КЗ.МАХ.К1} , А, (8.1)

где К_З - коэффициент запаса (К_З = 1,1).

(А).

По условию отстройки от бросков тока намагничивания трансформаторов:

, (8.2)

где I_НОМ.Тi - номинальные токи трансформаторов Т1-Т12, А;

, А, (8.3)

где - номинальная мощность трансформатора, ;

- номинальное напряжение трансформатора, кВ.

(А),

9680 (А) (А).

Отстройка обеспечивается, поэтому следует принять I_ТОW1 = 9680 А.

Выбор трансформаторов тока двухступенчатой защиты осуществляется исходя из двух условий:

а) по номинальному напряжению (10кВ);

б) по максимальному рабочему току линии W1.

Для определения типа трансформаторов тока принимается максимальный рабочий ток линии W1, который равен 216,6 А.

Выбирается трансформатор тока типа ТПЛ-10К с коэффициентом трансформации 300/5 и общая схема соединения вторичных обмоток ТТ и катушек реле - «неполная звезда - неполная звезда».

Уставка по току («МТЗ-1») для устройства «Сириус-2Л» :

, А, (8.4)

(А).

2) МТЗ - 3

МТЗ отстраивается от максимального рабочего тока в контролируемой линии. Ток срабатывания МТЗ находится по формуле:

, А, (8.5)

где - коэффициент запаса, равный 1,1;

- коэффициент возврата, равный 0,95;

- коэффициент самозапуска, равный 1,25.

(А).

Уставка по току («МТЗ-3») для устройства «Сириус-2Л» :

, А, (8.6)

(А).

Чувствительность защиты:

?1,5, (8.7)

1,5.

Время срабатывания МТЗ-3 отстраиваем от времени перегорания плавкой вставки предохранителя, защищающего трансформатор:

t_С.З. = t_MAX.МТЗ + Дt , с, (8.8)

(с).

3) Однофазное замыкание на землю (ОЗЗ)

Данная защита действует на сигнал. Время срабатывания защиты отстраивается от времени срабатывания самой долгой защиты линии W1.



, с; (8.9)

(с).

Для обеспечения селективного действия защиты необходимо отстроить её ток срабатывания от ёмкостного тока, проходящего по защищаемой линии при замыканиях на землю, и от тока небаланса при КЗ в сети.

Ток замыкания на землю в кабельной линии электрических сетей с изолированной нейтралью определяется по формуле:

(8.10)

Ток срабатывания защиты:

(8.11)

где k_З - коэффициент запаса равный 1,1;

k_Б - коэффициент, учитывающий бросок ёмкостного тока, равный 4ч5

(при наличии выдержки времени принимаем k_Б= 2ч3).

(А).

Уставки защиты линии W1 приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1 - Уставки защит линии W1

МТЗ-1	Функция	Вкл.
	АПВ при сраб.	Откл.
	TУСТ. , с	0,1
	IУСТ. , А	161,3
МТЗ-3	Функция	Вкл.
	АПВ при сраб.	Откл.
	TУСТ. , с	2,5
	IУСТ. , А	5,2
	Характеристика	независимая
ОЗЗ	Функция	Вкл.
	Действие	Сигнал
	TУСТ. , с	3
	IУСТ. , А	0,165
	АПВ при ср.	Откл.
АПВ	Функция	Откл.
	TУСТ. , с	-
	Фиксация блок.	-

8.3 Построение карты селективности 10 кВ

Карта селективности приведена на рисунке 8.1.

Рисунок 8.1 - Карта селективности



8.4 Защита кабельных линий 0,38 кВ

Защита кабельных линий 0,38 кВ выполнена автоматическими выключателями установленными в ТП.

Условия выбора и проверки автоматических выключателей:

1. По напряжению:

,кВ, (8.12)

2. По номинальному току:

^.,А, (8.13)

,А. (8.14)

3. По отстройке от пиковых токов:

,А, (8.15)

где I_co - ток срабатывания отсечки, А;

К_н - коэффициент надежности;

I_пик - пиковый ток, А.

4. По условию защиты от перегрузки:

.,А. (8.16)

5. По времени срабатывания:



,с, (8.17)

где - собственное время отключения выключателя, с;

Дt - ступень селективности, с.

6. По условию стойкости к токам КЗ:

,А, (8.18)

Где ПКС - предельная коммутационная способность.

7.По условию чувствительности:

, (8.19)

где К_р - коэффициент разброса срабатывания отсечки, К_р=1,4-1,5.

В качестве выключателя отходящих линий выбираем автоматический выключатель марки ВА55-37: а) 660( В) ? 380 (В);

б) I_Н.В. =250 (А) > I_Р =219,8 (А);

в)

г) 1,3·I_Р = 1,3·219,8=285,7 (А); 285,7 (А) > 250(А);

д) t_СО = 0,1(с);

е) ПКС=32,2 кА>16,1 (кА);

ж) .

Вводной автоматический выключатель выбирается на номинальный ток трансформатора с учетом коэффициента перегрузки 1,4:



(А).

Выбираем автоматический выключатель ВА45:

1) 400 (В) > 380 (В);

2) I_Н.В. = 2000 (А) > I_Н.ТР. = 1273,1 (А);

3) I_ПИК = 1,4·1273,1=1782,3 (А); I_МТЗ = 5390 > I_ПИК = 1782,3(А);

4) I_перегр = 1600(А) < 1,3·1273,1 = 1655 (А);

5) t_МТЗ = 0,25(с);

6) ПКС=50 (кА) > 16,1 (кА);

7) .



9. внедрение системы аскуэ

9.1 Назначение системы АСКУЭ

Высокая стоимость электроэнергии обусловила кардинальное изменение отношения к организации энергоучета в жилищно-коммунальном хозяйстве. Потребители начинают осознавать, что в их интересах необходимо рассчитываться с поставщиком энергоресурсов не по каким-то условным нормам, договорным величинам или устаревшим и неточным приборам, а на основе современного и высокоточного приборного учета.

Современная поставка электроэнергии потребителю основана на использовании автоматизированного приборного энергоучета, сводящего к минимуму участие человека на этапе измерения, сбора и обработки данных и обеспечивающего достоверный, точный, оперативный и гибкий, адаптируемый к различным тарифным системам учет, как со стороны поставщика электроэнергии, так и со стороны потребителя. С этой целью, как поставщики, так и потребители создают на своих объектах автоматизированные системы контроля и учета энергоресурсов - АСКУЭ. При наличии современной АСКУЭ объекты ЖКХ полностью контролируют весь процесс потребления электроэнергии и имеет возможность по согласованию с поставщиками электроэнергии гибко переходить к разным тарифным системам, минимизируя свои затраты.

Энергосбережение осуществляется за счет установки двухтарифных счетчиков электрической энергии и установки энегоэффективных светильников с использованием газоразрядных и светодиодных источников света. Система АСКУЭ позволяет осуществлять:

- автоматическое считывание показаний приборов учёта потребления электроэнергии, установленных у абонентов;

- сбор показаний по запросу оператора;

- прямое управление энергопотреблением абонентов;

- удалённое отключение (подключение) абонента;

- оценка небаланса и обнаружение хищения электроэнергии;

- анализ потребления электроэнергии (построение графиков нагрузки на основе 15, 30 или 60-минутного периода интеграции);

- приём и анализ информации об аварийных состояниях и сигналов тревоги, поступающих с мест установки счётчиков и дополнительных аварийных датчиков;- обработка и хранение данных со счетчиков электроэнергии и отображение полученной информации в удобном для анализа виде.

9.2 Выбор системы АСКУЭ

Выбираем систему АСКУЭ на базе продукции ТМ Энергомера. ЗАО «Энергомера» выпускает широкий спектр оборудования и программного обеспечения для создания автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии. Предусматривается общий учет электроэнергии, учет общедомовых потребителей и поквартирный учет.

Для учета электроэнергии применены двухтарифные счетчики 1-го класса точности «Меркурий» с цифровым выходом RS-485.

Для сбора информации со счетчиков применяем устройство сбора и передачи данных УСПД 164-01Б. Данное устройство предназначено для сбора информации со счетчиков электрической энергии по интерфейсам типа RS-485 и передачи накопленной информации на удаленный сервер сбора по каналам GSM\GPRS.

9.3 Место установки элементов системы

Элементы системы АСКУЭ имеют следующее местоположение:

- для поквартирного учета, в этажных щитах, устанавливаются однофазые счетчики прямого включения «Меркурий 201.1» на ток до 50А.

- в электрощитовой жилого дома в ВРУ устанавливаются 3-х фазные счетчики электроэнергии «Меркурий 230ART-02», включенные через трансформаторы тока;

Сбор данных от электронных счетчиков осуществляется по цифровому интерфейсу RS485:

- Разветвители интерфейса - устанавливаются на каждом этаже и обеспечивают подключение этажных счетчиков по интерфейсу RS485. Между этажам и разветвители интерфейса соединяются по витой паре. Разветвители интерфейса предназначены для удобства соединения цифровых счетчиков, УСПД, адаптеров, а также для уменьшения отрицательного волнового сопротивления.

- Вся собранная со счетчиков подъезда (а также дома) информация поступает в устройство сбора и передачи данных УСПД 164-01Б, расположенное в электрощитовой дома. УСПД передает информацию по каналам GSM\GPRS на центр обработки информации (ЦОИ) энергоснабжающей организации.

Рисунок 8.1 - Система АСКУЭ6



10. ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ

10.1 Принципы энергосбережения

Под понятием «Энергосбережение» принято понимать реализацию научных, правовых, производственных, организационных, экономических и технических мер, которые направлены на эффективное и экономное использование топливно-энергетических ресурсов, с целью привлечения в хозяйственный оборот источников возобновляемой энергии. Постоянное увеличение спроса на энергетические ресурсы, повышение тарифов на них, сокращение запасов природных ископаемых - все это делает энергосбережение важным и придает ему особое значение. К тому же, энергосбережение является важной задачей по сохранению разнообразных природных ресурсов.

В рамках программы по энергосбережению разрабатываются различные мероприятия, которые способствуют экономии электроэнергии, как единичными потребителями в конкретной квартире, доме, так и крупными предприятиями, имеющими мощное производство и потребляющими большое количество энергии для обеспечения эффективной работы оборудования.

Мероприятия по энергосбережению для повышения энергоэффективности систем электроснабжения:

1. Проведение электротехнического анализа на вводах предприятия и на приоритетных потребителях

2. Приведение основных технико-экономических показателей в норму, т.е. cosF > или = 0,8.

3. Поставка электротехнического оборудования на предприятие (компенсация реактивной мощности) и подключение их к приоритетным потребителям. Снятие нагрузок по току с линий и трансформаторов с помощью КУ.

4. Проверка «грубым анализом» соответствия электроприводов (асинхронных двигателей) нормам эксплуатации.

5. Применение для технологических линий электроприводов с частотным регулированием.

6. Применение, где возможно, программного обеспечения для исключения выхода пика электрической мощности за пределы договорных величин.

7. Применение, где необходимо, активных или пассивных фильтров для уменьшения влияния высших гармоник на работу программных устройств.

8. Применение автоматизированных устройств учета электроэнергии (АСКУЭ)

10.2 Перечень типовых мероприятий по энергосбережению

Типовые мероприятия по энергосбережению -- это наиболее распространенные мероприятия, характерные для данной отрасли. Типовые мероприятия в первую очередь направлены на снижение потерь энергии (электрической и тепловой).

Из всех мероприятий по энергосбережению выделяют низкозатратные, среднезатратные и высокозатратные мероприятия. Ясно, что в этом случае основным критерием является стоимость проведения мероприятий.

При разработке перечня мероприятий по энергосбережению могут использоваться следующие подходы:

1) анализ энергетического баланса предприятия, определение мест нерационального расхода энергоресурсов на основе анализа потерь энергоресурсов, сопоставления нормируемого энергопотребления с фактическим;

2) анализ каждого элемента системы энергоснабжения и выявление его «слабых» мест;

3) оценка морального и физического износа оборудования (такое-то оборудование устарело, неэкономично);

4) экономическая обоснованность применения установленного оборудования (совершенствование агрегатной базы, замена отдельных узлов на более экономичные, совершенствование технологического процесса);

5) оценка надежности работы оборудования.

10.3 Низкозатратные мероприятия

1. Переход на более выгодный тариф оплаты электроэнергии.

2. Разработка научно обоснованных норм электропотребления для всех подразделений предприятия и обеспечение соблюдения этих норм.

Для этого потребуется установить электросчетчики во всех подразделениях предприятия, чтобы получить объективную статистику электропотребления каждого подразделения предприятия и на основании статистического анализа этих данных и анализа главных нормирующих факторов установить нормы электропотребления.

3. Снижение потерь электроэнергии за счет более равномерного распределения однофазной нагрузки по трем фазам электрической сети.

4. Анализ правильности определения категории надежности подразделений предприятия.

Согласно ПУЭ категория надежности определяется при проектировании. Анализ категории надежности проводится путем анализа следующих основных критериев:

1. стратегическое значение предприятия,

2. размер ущерба от перерывов электроснабжения,

3. обеспечение микроклимата для людей и животных.

Если при анализе окажется, что необходимо повысить категорию надежности, то составляется заявка в электрические сети с указанием причин повышения категории надежности,

4. оптимизация режимов электропотребления.

Это необходимо для определения возможности снижения заявляемой мощности для предприятий, рассчитывающихся за электроэнергию по двухставочному тарифу, и соответственного снижения размера оплаты за электрическую энергию. Заявленная мощность может быть снижена за счет переноса части работ на другое (возможно, ночное) время (чтобы график нагрузки был ровнее),

5. Своевременное техническое обслуживание электроустановок;

6. В освещении:

а) окраска внутренних поверхностей помещений в светлые тона;

б) своевременная чистка светильников;

в) секционирование светильников по группам;

г) использование фотореле для освещения в темное время суток.

10.4 Среднезатратные мероприятия

В электроснабжении:

1. мероприятия по снижению потерь энергии: расчет, выбор и установка конденсаторных батарей. Хотя потребление реактивной мощности сейчас практически редко где нормируется, потребление реактивной энергии следует снижать, так как реактивная энергия входит в формулу расчета потерь активной энергии ;

2. расчет потерь при оплате счетов за электроэнергию осуществляется и включается в счет, если счетчики потребителя находятся не на границе балансовой принадлежности;

3. оптимизация схемы электроснабжения;

4. установка современных счетчиков электроэнергии с почасовым учетом электроэнергии (благодаря данным почасового учета предприятие может перейти на более выгодный тариф оплаты электроэнергии в результате анализа нагрузок предприятия).

В электроприводе: автоматизация работы отдельных агрегатов и групп агрегатов.

В освещении:

1. замена светильников с лампами накаливания и светильников с лампами ДРЛ на светильники со светодиодными лампами;

2. установка регуляторов освещенности;

3. оценка потенциала энергосбережения предприятия.

10.5 Высокозатратные мероприятия

1. В электроснабжении:

а) модернизация подстанций, замена устаревшего коммутационного оборудования на новое более современное, замена устаревших электросетей новыми;

б) создание на предприятии автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ).

2. В электроприводе: замена электроприводов постоянного тока на частотно-регулируемые электроприводы переменного тока.

3. В технологическом процессе: изменение технологического процесса таким образом, чтобы энергозатраты и потери ресурсов в нем были минимальны.



11. ЭКОНОМИКА, ОРГАНИЗАЦИЯ И ПЛАНИРОВАНИЕ

11.1 Сметно-финансовый расчет объекта проектирования

Сметная стоимость определяется на основании [21]. Перечень элементов схемы электроснабжения приведен в таблице11.1.

Таблица 11.1 - Перечень элементов схемы электроснабжения

Обозначение	Наименование, марка	Единицы измерения	Количество, шт.
-	Камера одностороннего обслуживания КСО 292 с выключателем BB/TEL-10-12,5/630 У2 в РП	шт.	5
-	Камера одностороннего обслуживания КСО 366 с выключателем нагрузки	шт.	22
T	Силовой трансформатор ТМГ-630 10/0,4	шт.	12
-	Панели ЩО-70	шт.	51
-	Щит одностороннего обслуживания управления уличным освещением ЩО-70-1	шт.	2
W	Кабель
W	АВБбШВ-10-185	км	0,48
W	АВБбШВ-10-150	км	0,58
W	АВБбШВ-10-120	км	1,92
W	АВБбШВ-10- 95	км	0,54
W	АВБбШВ-0,4-150	км	0,13
W	АВБбШВ-0,4-120	км	2,09
W	АВБбШВ-0,4-95	км	0,73
W	АВБбШВ-0,4-70	км	0,97
W	АВБбШВ-0,4-50	км	0,65
W	АВБбШВ-0,4-35	км	0,54
W	АВБбШВ-0,4-25	км	0,8

Стоимость работ в локальных сметах (расчетах) в составе сметной документации может рассчитываться в двух уровнях цен [1]:

1. в ценах базисного уровня, определяемых на основе действующих сметных норм и цен, установленных по состоянию на 01.01.2001 г. В редакции 2014 года;

2. в текущих (прогнозных) ценах, определяемых на основе цен, сложившихся к моменту составления смет или прогнозируемых к периоду осуществления строительства.

Полная стоимость объекта включает затраты на строительно-монтажные работы, затраты на приобретение и монтаж оборудования и прочие затраты:

, (11.1)

где - затраты на строительно-монтажные работы по возведению зданий и сооружений, монтаж технологического оборудования, руб.;

- затраты на приобретение основного и вспомогательного технологического оборудования, руб.;

- прочие и лимитированные затраты, включающие научно-исследовательские работы; авторский надзор, подготовку кадров, дополнительные расходы, вызванные местными условиями строительства объекта и др., руб.

Стоимость строительно-монтажных работ в локальной смете включает прямые затраты, накладные расходы и сметную прибыль:

, (11.2)

где - прямые затраты, включающие стоимость материалов, изделий, конструкций, оплату труда рабочих и эксплуатации строительных машин, руб.; - накладные расходы, охватывающие затраты строительно-монтажных организаций, связанных с созданием общих условий производства, его обслуживанием, организацией и управлением, руб.;

- сметная прибыль, представляющая собой сумму средств, необходимых для покрытия расходов строительной организации на развитие производства, социальной сферы и материальное стимулирование работников, руб.

Прямые затраты на строительно-монтажные работы включают:

, (11.3)

где - сдельная и повременная оплата труда рабочих, занятых непосредственно на строительно-монтажных работах, руб.;

- расходы по эксплуатации строительных машин и оборудования, руб.;

- расходы на материалы, необходимые для выполнения строительно-монтажных работ, руб.

Прямые затраты на строительно-монтажные работы иначе определяются исходя из объемов работ и согласованных единичных расценок:

, (11.4)

где - объем строительно-монтажных работ i-го вида в натуральных измерителях;

- цена (расценка) за единицу строительно-монтажной работы, руб./нат. ед.; i=1…I - число работ на объекте строительства.



11.2 Пересчет локальной сметы в текущие цены 2016 года

Смета составлена базисно-индексным методом в программном комплексе «Гранд-Смета», и включает в себя весь необходимый размер капитальных вложений для строительства объекта проектирования. Все расценки взяты из сборника «Территориальные единичные расценки на монтаж оборудования» по Вологодской области в редакции 2014 года.

Стоимость монтажных работ в базисных ценах включает в себя следующие элементы: Общая стоимость 22 551,2 тыс. руб.

в том числе:

Фонд основной заработной платы 1 172,9 тыс. руб.

Затраты по эксплуатации машин 1 815,976 тыс. руб.

Сметная стоимость материалов 3 811,646 тыс. руб.

Стоимость оборудования 9 282,46 тыс. руб.

Накладные расходы 912,311 тыс. руб.

Сметная прибыль 611,519 тыс. руб.

Также учтены все необходимые лимитированные затраты, налоги, применены все актуальные коэффициенты и процентные ставки.

Согласно постановлению Правительства Вологодской области от 24.11.2014 № 1042 "О применении на территории Вологодской области Методики определения стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации базисные индексы изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ редакций 2009 и 2014 годов по видам строительства для Вологодской области на III квартал 2015 года (с учетом районного коэффициента и без учета НДС) на январь 2015 г. по отношению к 2001 г. с учетом инфляции составляют:

- стоимость материалов= 5,81;

- заработная плата= 21,68;

- эксплуатация машин= 7,64.

Применяемые индексы относятся к общеотраслевому строительству, код РТМ - 01-01-001-01.

Начисление накладных расходов и сметной прибыли при составлении локальных смет (расчетов) без деления на разделы производим в конце сметы за итогом прямых затрат, а при формировании по разделам - в конце каждого раздела и в целом по смете (расчету).

11.3 Расчет эффективности инвестиционных вложений в объект проектирования

Определим насколько эффективен проект. Проект осуществляется за 15 шагов, т.е. 15 лет.

Количество инвестиций (по смете) в нашем случае составляет 22 551 200 руб. Это те средства, которые необходимо окупить. Окупаться проект будет за счет амортизационных отчислений и части прибыли.

Амортизация определяется с помощью укрупненного показателя - 6% от стоимости оборудования и материалов.

Прибыль организации идет от реализации электроэнергии потребителям.

Определим стоимость реализуемой в течение одного года электроэнергии.

Для одноставочного тарифа:

, руб, (11.5)

где =3,83 руб/кВт•ч плата за потреблённую электроэнергию;

- реализованная электроэнергия за один год, кВт·ч, определяется как:



, кВт·ч, (11.6)

где- суммарная мощность 12-ти силовых трансформаторов

(МВ·А);

t- количество часов.

(кВт·ч).

Тогда стоимость электроэнергии, реализуемой в течение одного года:

(руб).

Прибыль определяется как:

(11.7)

где П_р% - прибыль в % отношении 10%;

П_р - прибыль от использования электроэнергии.

А - амортизационные отчисления (6% от стоимости материалов и оборудования - 13 094 106 ·0,06 = 785,65 тыс. рублей).

Необходимо определить показатели оценки целесообразности инвестирования:

-- чистый дисконтированный доход по инвестиционному проекту;

-- чистая приведенная стоимость финансового вложения;

-- индекс рентабельности проекта предприятия.

А. Для начала определим чистый доход предприятия от реализации инвестиционного проекта.

Чистый доход предприятия = Чистый доход от реализации + Сумма амортизации

Чистый доход (ЧД) предприятия за год = 16 486,3+785,65 = 17 271,95 тыс.руб.

В нашем случае примем упрощенно, что ЧД предприятия каждый год у нас один и тот же.

Б. Определим чистый дисконтированный доход (ЧДД).

Ставка дисконтирования используется при расчете срока окупаемости и оценке экономической эффективности инвестиций для дисконтирования денежных потоков, иными словами, для перерасчета стоимости потоков будущих доходов и расходов в стоимость на настоящий момент.

В этом случае в качестве ставки дисконтирования примем темп инфляции в России.

В 2015 году инфляция в России достигла 16% в годовом выражении, по заявлению министерства финансов.

Чистый дисконтированный доход определяется как:

i - порядковый номер года.

Определим ЧДД по годам за 15 лет:

ЧДД=14889+12835+11065+9539+8223+7089+6111+5268+4541+3915+3375+2909+2508+2162+1864=96299 руб.

В. Определим величину дисконтированной суммы инвестиций в проект.

,

i - порядковый номер года.

Определим ДСИ по годам за 15 лет:

ДСИ=12931+11147+9606+8284+7141+6156+5307+4575+3944+3400+2931+2526+2478+1877+1618=83631 руб.

Г. Определим чистую приведенную стоимость или чистый приведенный эффект (ЧПС).

ЧПС=ЧДД-ДСИ

Сравнивая таблицы с ДСИ и ЧДД очевидно, что проект эффективен, так как в каждый год доход превышает объем инвестиций.

Д. Определим индекс рентабельности или индекс прибыльности инвестиционного проекта.

ИР=ЧДД/ДСИ

Так как индекс рентабельности больше единицы за каждый год, то это означает, что мы можем принять решение о целесообразности реализации анализируемого инвестиционного проекта.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной Выпускной квалификационной работе было спроектировано электроснабжение микрорайона города.

По удельным нагрузкам определены расчетные нагрузки жилых и общественных зданий данного микрорайона.

В ходе работы спроектирована система наружного освещения микрорайона. Выбраны лампы типа ДНаТ-100 и ДНаТ-250, как наиболее экономичные.

По расчетным нагрузкам зданий была определена расчетная мощность на шинах ТП 0,38 кВ, выбрано оптимальное число и мощность силовых трансформаторов для каждой ТП, а также определено месторасположение каждой ТП.

Выбрана схема распределительной сети: на 10 кВ - схема с двумя встречными магистралями, обеспечивающая двухстороннее питание каждой ТП, на 0,38 кВ - радиальная для потребителей. Распределительная сеть 10 и 0,38 кВ выполнена кабелем АВБ_бШ_В.

Внутридомовая сеть выполнена проводами ВВГнг-LS и ВВГнг.

Для проверки параметров оборудования ТП рассчитаны токи КЗ.

Выбрана коммутационно-защитная аппаратура. Внедрение систем АСКУЭ.

Разработка мероприятий по энергосбережению.

В организационно-экономической части определена сметная стоимость выбранной схемы электроснабжения в ценах 2015 г, рассчитан срок окупаемости проекта, рассчитана численность электромонтажной бригады и рассмотрена организация электромонтажных работ методом сетевого планирования.



Список использованных источников

1. Блок, В.М. Электрические сети и системы / В.М. Блок: учебное пособие для студентов электротехнических вузов. - М.: Высшая школа, 2013.- 430с.

2. Князевский, Б.А., Электроснабжение промышленных предприятий. / Б.А. Князевский, Б.Ю. Липкин: учебник для вузов. - М.: Высшая школа, 1986. - 391с.

3. Киреева, Э.А. Автоматизация и экономика электроэнергетики в системах промышленного электроснабжения / Б.А. Киреева, Т. Юнес, М. Айюби: справочные материалы и примеры расчетов. - М: Энергоатомиздат, 1998. - 320с.

4. Коновалова, Л.Л. Электроснабжение промышленных предприятий и установок / Л.Л. Коновалова, Л.Д. Рожкова: учеб. пособие для техникумов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 528 с.

5. Можаева, С.В. Экономика энергетического производства: учеб. пособие для вузов. / С.В. Можаева. - СПб., Лань, 2003. - 208с.

6. Микропроцессорные реле защиты. Новые перспективы или новые проблемы. // Новости электроснабжения. - 2006. №1. - С.24-37.

7. Методические указания по курсовому проектированию / сост. Л.П. Летунова, В.А. Воробьёв. - Вологда: ВоГТУ, 2003. - 52 с.

8.Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации электроустановок. - М., НЦ ЭНАС, 2003. - 192с.

9. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций: Справочный материал для курсового и дипломного проектирования / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков: учеб. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.2.

10. Производство и распределение электрической энергии: Электротехнический справочник / В. Г. Герасимова, П. Г. Грудинского, И. Н. Орлова и др.: под ред. И. Н. Орлова. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 880 с.

11. Правила устройства электроустановок: все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ 7, с изм. и доп. по состоянию на 15 августа 2005г. - Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2005.- 854 с.

12.Постников, Н.П. Монтаж электрооборудования промышленных предприятий / Н.П. Постников и др. - Л., Стройиздат, 1991 - 159 с.

13. Старкова, Л.Е. Проектирование цехового электроснабжения /Л.Е. Старкова, В.В. Орлов: учебное пособие. - Вологда. ВоГТУ, 2003.-175с.

14. Самсонов, В.С. Экономика предприятий энергетического комплекса: учеб. для вузов / В.С. Самсонов, М.А. Вяткин. - М.: Высш. шк., 2001. - 416с.

15. Справочник по проектированию электрических сетей. / под ред. Д.Л. Файбисовича. - М., НЦ ЭНАС, 2006. - 320с.

16. Справочник электромонтажника. /Ю.Д. Сибикин. - М., Академия, 2003. - 336с.

17. Справочник по проектированию электроснабжения /под ред. Барыбина - М.: Энергоатомиздат, 1990.- 579 с.

18. Тульчин, И.К. Электрические сети и электрооборудование жилых и общественных зданий / И.К. Тульчин, Г.И. Нудлер. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 480 с.

19.Федоров, А.А. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий /А.А. Федоров, Л.Е. Старкова: учебное пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1987.-368с.

20. Чернобровов, Н.В. Релейная защита / Н.В. Чернобровов: учеб. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1998. -799с.

Размещено на Allbest.ru