Расчет системы электроснабжения нефтеперерабатывающего завода

Э-335

1

-

0,5

-

Ваттметр

Д-335

1

0,5

-

0,5

Сч. Акт. Эн.

ЦЭ6812

1

2,5

-

2,5

Сч. Реакт. Эн.

ЦЭ6812

1

2,5

-

2,5

Итого

5,5

0,5

5,5

Секционный выключатель

Амперметр

Э-335

1

-

0,5

-

Отходящие линии

Амперметр

Э-335

1

-

0,5

-

Сч. Акт. Эн.

ЦЭ6812

1

2,5

-

2,5

Итого

2,5

0,5

2,5

Вторичная нагрузка состоит из мощности нагрузки приборов, потерь мощности в соединительных проводах и контактах.

S₂ = S_КИП + S_пров + S_KOHT (1.60)

(1.61)

S_конт=I_2номЧR_конт (1.62)

Цепь трансформатора 10 кВ:

S₂ = 5,5 + 2,5 + 5,66 = 13,66 В А;

Принимаем ТПОЛ-10УЗ, I_ном=1000 А, S_2ном=10 ВА, I_дин=81 кА.

Секционный выключатель:

S₂ = 0,5 + 0,71 +1,25 = 2,46 В А.

Принимаем такой же трансформатор тока как в цепи трансформатора.

Отходящие линии:

S₂ = 2,5 + 0,71 +1,25 = 4,46 ВА.

Принимаем ТПЛК-10, I_ном=200 А, S_2ном=10 ВА, I_дин=74.5кА

Также в качестве фильтра нулевой последовательности на отходящих линиях берём трансформаторы ТЗЛМ-10УЗ.

1.9.4 Выбор трансформатора собственных нужд

Таблица 1.13 - Основные нагрузки СН

Вид потребителя	Установленная мощность, кВт
Охлаждение силовых трансформаторов (в зависимости от номинальной мощности)	3,5...11
Подогрев приводов масляных выключателей: 35 кВ 110 кВ	6,3 19,5
Подогрев шкафов: КРУ КРУН	1 2,7
Устройство РПН	3,3
Наружное освещение	3
Освещение, отопление, вентиляция ЗРУ	7
Аппаратура связи и телемеханики	8,7
Маслохозяйство	75

Чтобы найти мощность ТСН нужно определить суммарную мощность идущую на собственные нужды:

P_Z=?P = 11Ч2 + 6,3 Ч3 + 1 Ч22 + 3,3 Ч2 + 3 + 7Ч2 + 8,7 + 75 = 170,2 кВт Найдем полную мощность при средневзвешенном cosц = 0,85:

кВА

Предварительно примем трансформатор ТМ-160/10.

С учётом того что на ГПП стоит два трансформатора коэффициент загрузки будет равен:

в нормальном режиме.

в аварийном режиме.

То есть, этот трансформатор нам подходит. Окончательно берём 2 трансформатора СН марки ТМ-160/10.

1.9.5 Выбор шин ГПП

Токоведущие части РУ 35 кВ обычно выполняются сталеалюминевыми проводами марки АС. Проверка осуществляется по:

-допустимому току I_mах < I_доп;

-термическому действию тока кз не производится, если шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе;

-проверка по условиям коронирования не производится при U_ном=35 кВ;

-проверка на схлестывание не производится при < 20 кА.

Выбирается провод марки АС-120/19: I_max=l 15 A; I_доп=390 А.

Для РУ-10 кВ I_maxp=589,38A, выбираются шины алюминиевые 60Ч6. Расположение шин вертикальное, расстояние между ближайшими фазами составляет 0,26 м (см. рис. 1.7)

Рис. 1.7 - Расположение шин

Производится проверка по вышеизложенным пунктам:

1) по длительно допустимому току:

I_рд=I_номЧК₁ЧК₂ЧК_ср, А (1.71)

где К₁=1 - для вертикального расположения;

I_рд=814Ч1Ч1Ч1,01=822 А

I_рд?I_max.p

2) по термической устойчивости при кз:

(1.72)

где с=95 - функция, значение которой смотреть в любой справочной литературе.

S_min?S_CM

3) по электродинамической стойкости:

(1.73)

где = 75 МПа;

4) проверка на механический резонанс:

собственная частота колебаний

(1.74)

1.9.6 Выбор изоляторов

Выбор осуществляется по:

-номинальному напряжению U_уст<U_ном;

-допустимой нагрузке F_don = 0,6Ч F_paзp > F_pacч

Н, (1.75)

где K - поправочный коэффициент на высоту шины

(1.76)

где в=5 мм - толщина нижней планка шинодержателя;

h=6 мм - высота шин.

Выбираем изолятор ИО-10-3, 75УЗ, для которого разрушающая нагрузка на изгиб равна Р_разр=3,75 кН, U_ном=10 кВ, Н_из=120 мм.

Тогда:

F_доп=0,6Ч3,75=2,25 (кН)

F_доп? F_расч

1.9.7 Выбор предохранителей и выключателей нагрузки

Цеховые трансформаторные подстанции выполняются комплектными КТП. В качестве коммутационных аппаратов используются выключатели нагрузки ВНПп-10, которые выпускаются в комплекте с предохранителями марки ПКТ101-10, ПКТ102-10, ПКТ103-10, ПКТ104-10.

Выбор выключателей нагрузки производится по следующим условиям:

а) номинальному напряжению U_уст<U_ном;

б) номинальному току I_max>I_ном

в) динамической стойкости i_дин>i_уд; I_дин>I_уд;

г) по термической стойкости I_{терм ст^2*tт}>I_{nо^2*1откл}.

Предохранители выбираются по условиям:

а) номинальному напряжению U_уст<U_ном;

б) номинальному току I_max>I_ном

в) номинальному току отключения I_no>I_{ном.откл}

Выбор производим в таблице.

Таблица 1.14 - Выбор выключателей нагрузки и предохранителей

Место установки	Расчетные данные	Каталожные данные
		Выключатели нагрузки	Предохранители
		ВНПп-1 0/400-1 ОзпУЗ	ПКТ1 04-1 0-1 60-20УЗ
ТП1	Uуст=10 кВ	Uном=10 кВ	Uном=10 кВ
	Iраб=133,48 А	Iном=400 А	Iном =160 А
	iуд=11,691 кА	Iдин=25 кА	Iном.откл=20 кА
	Iуд=6,75 кА	Iдин=10 кА
	Ino^2Чtоткл = 6,07, где tоткл=0,2с Ino =5,511 кА	Iтерм ст^2Чtт= 100*1=100 кА^2Чс
ТП2	Uуст =10 кВ	Uном =10 кВ	ПКТ103-1 0-50-31, 5УЗ
	Iраб =45,22 А	Iном =400 А	Uном =10 кВ
	iуд =11,691 кА	Iдин =25 кА	Iном =50 А
	Iуд =6,75 кА	Iдин =10 кА	Iном.откл =31,5 кА
	Ino^2Чtоткл = 6,07, где tоткл=0,2с Ino =5,511 кА	Iтерм ст^2Чtт= 100*1=100 кА^2Чс
ТПЗ	Uуст=10 кВ	Uном =10 кВ	ПКТ102-1 0-40-31, 5УЗ
	Iраб=32 А	Iном =400 А	Uном =10 кВ
	iуд=11,691 кА	Iдин =25 кА	Iном =50 А
	Iуд=6,75 кА	Iдин =10 кА	Iном.откл =31,5 кА
	Ino^2Чtоткл = 6,07, где tоткл=0,2с Ino =5,511 кА	Iтерм ст^2Чtт= 100*1=100 кА^2Чс
ТП4	Uуст=10 кВ	Uном =10 кВ	ПКТ103-1 0-50-31, 5УЗ
	Iраб=46.34 А	Iном =400 А	Uном =10 кВ
	iуд=11,691 кА	Iдин =25 кА	Iном =50 А
	Iуд=6,75 кА	Iдин =10 кА	Iном.откл =31,5 кА
	Ino^2Чtоткл = 6,07, где tоткл=0,2с Ino =5,511 кА	Iтерм ст^2Чtт= 100*1=100 кА^2Чс
ТП5	Uуст=10 кВ	Uном =10 кВ	ПКТ102-1 0-31, 5-31, 5УЗ
	Iраб=28.84 А	Iном =400 А	Uном =10 кВ
	iуд=11,691 кА	Iдин =25 кА	Iном =31.5А
	Iуд=6,75 кА	Iдин =10 кА	Iном.откл =31,5 кА
	Ino^2Чtоткл = 6,07, где tоткл=0,2с Ino =5,511 кА	Iтерм ст^2Чtт= 100*1=100 кА^2Чс	.
ТП6	Uуст=10 кВ	Uном =10 кВ	ПКТ1 02-1 0-40-31, 5УЗ
	Iраб=36.53 А	Iном =400 А	Uном =10 кВ
	iуд=11,691 кА	Iдин =25 кА	Iном =40 А
	Iуд=6,75 кА	Iдин =10 кА	Iном.откл =31,5 кА
	Ino^2Чtоткл = 6,07, где tоткл=0,2с Ino =5,511 кА	Iтерм ст^2Чtт= 100*1=100 кА^2Чс
ТП7	Uуст=10 кВ	Uном =10 кВ	ПКТ103-10-80-20УЗ
	Iраб=52.38 А	Iном =400 А	Uном =10 кВ
	iуд=11,691 кА	Iдин =25 кА	Iном =80 А
	Iуд=6,75 кА	Iдин =10 кА	Iном.откл =20 кА
	Ino^2Чtоткл = 6,07, где tоткл=0,2с Ino =5,511 кА	Iтерм ст^2Чtт= 100*1=100кА ^2Чс
ТП8	Uуст=10 кВ	Uном =10 кВ	ПКТ102-1 0-31, 5-31, 5УЗ
	Iраб=19.17А	Iном =400 А	Uном =10 кВ
	iуд=11,691 кА	Iдин =25 кА	Iном =31.5А
	Iуд=6,75 кА	Iдин =10 кА	Iном.откл =31,5 кА
	Ino^2Чtоткл = 6,07, где tоткл=0,2с Ino =5,511 кА	Iтерм ст^2Чtт= 100*1=100 кА^2Чс
ТП9	Uуст=10 кВ	Uном =10 кВ	ПКТ102-1 0-31, 5-31, 5УЗ
	Iраб=25.05А	Iном =400 А	Uном =10 кВ
	iуд=11,691 кА	Iдин =25 кА	Iном =31.5А
	Iуд=6,75 кА	Iдин =10 кА	Iном.откл =31,5 кА
	Ino^2Чtоткл = 6,07, где tоткл=0,2с Ino =5,511 кА	Iтерм ст^2Чtт= 100*1=100 кА^2Чс
ТП10.	Uуст=10 кВ	Uном =10 кВ	ПКТ102-1 0-31, 5-31, 5УЗ
	Iраб=22,4 А	Iном =400 А	Uном =10 кВ
	iуд=11,691 кА	Iдин =25 кА	Iном =31.5А
	Iуд=6,75 кА	Iдин =10 кА	Iном.откл =31,5 кА
	Ino^2Чtоткл = 6,07, где tоткл=0,2с Ino =5,511 кА	Iтерм ст^2Чtт= 100*1=100 кА^2Чс
ТП11	Uуст=10 кВ	Uном =10 кВ	ПКТ103-10-80-20УЗ
	Iраб=52,23 А	Iном =400 А	Uном =10 кВ
	iуд=11,691 кА	Iдин =25 кА	Iном =80 А
	Iуд=6,75 кА	Iдин =10 кА	Iном.откл =31,5 кА
	Ino^2Чtоткл = 6,07, где tоткл=0,2с Ino =5,511 кА	Iтерм ст^2Чtт= 100*1=100 кА^2Чс
ТП12	Uуст=10 кВ	Uном =10 кВ	ПКТ1 02-1 0-31, 5-31,5УЗ
	Iраб=26,95 А	Iном =400 А	Uном =10 кВ
	iуд=11,691 кА	Iдин =25 кА	Iном =31.5А
	Iуд=6,75 кА	Iдин =10 кА	Iном.откл =31,5 кА
	Ino^2Чtоткл = 6,07, где tоткл=0,2с Ino =5,511 кА	Iтерм ст^2Чtт= 100*1=100 кА^2Чс
ТП13	Uуст=10 кВ	Uном =10 кВ	ПКТ103-10-80-20УЗ
	Iраб=68,78 А	Iном =400 А	Uном =10 кВ
	iуд=11,691 кА	Iдин =25 кА	Iном =80А
	Iуд=6,75 кА	Iдин =10 кА	Iном.откл =31,5 кА
	Ino^2Чtоткл = 6,07, где tоткл=0,2с Ino =5,511 кА	Iтерм ст^2Чtт= 100*1=100 кА^2Чс

1.9.8 Выбор ОПН

Выбор ОПН производиться по напряжению.

Для зашиты трансформаторов ГПП, от перенапряжений, на стороне 35 кВ установлены ОПН-35 У1; на стороне 10 кВ ОПН-10, устанавливаются в ячейках трансформатора напряжения.

2. Релейная защита

Распределительные сети промышленных предприятий на номинальное напряжение 6-35 кВ имеют одностороннее питание и выполняются с изолированной нейтралью. Наиболее распространенным видом защиты является максимальная токовая защита (МТЗ). От междуфазных замыканий такую защиту рекомендуют выполнять в двухфазном исполнении и включать ее в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения с целью отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения.

Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью не является КЗ. Поэтому защиту выполняют действующей на сигнал и только когда это необходимо по требованиям безопасности, действующей на отключение.

Обычно токовую защиту от замыкания на землю выполняют с включением на фильтр токов нулевой последовательности. Она приходит в действие в результате прохождения по поврежденному участку токов нулевой последовательности, обусловленных емкостью всей электрически связанной сети без учета емкости поврежденной линии.

Максимальная токовая защита, это защита выполненная на реле РТ-80.

Согласно ПУЭ, для защиты трансформаторов и кабельных линий используют:

а) Токовую отсечку;

б) газовую защиту;

в) МТЗ от перегрузок;

г) МТЗ при внешних КЗ;

д) продольную дифференциальную защиту;

е) Защиту от токов перегрузки;

ж) от однофазных замыканий на землю в сетях 10 кВ, если это необходимо по ТБ.

Газовая защита предусматривается для трансформаторов ГПП мощностью 6300 и выше. У внутрицеховых трансформаторов мощностью 1600 кВА при наличии защиты от КЗ со стороны питания интенсивное газообразование также действует на сигнал.

На ГПП также предусматривается защита дифференциальная от внутренних повреждений и на выводах трансформатора, для трансформаторов 1600 кВА и 2500 кВА, если токовая отсечка не удовлетворяет по чувствительности, а МТЗ имеет выдержку времени 0.5 с. МТЗ предусматривается для всех трансформаторов от внешних КЗ и перегрузки.

Защита линии предусматривается токовой отсечкой с выдержкой времени и максимальную токовую защиту, для этого определяется какая основная, а какая резервная.

2.1 Защита трансформаторов ГПП

2.1.1 Продольная дифференциальная токовая защита

Эта защита должна устанавливаться на трансформаторах мощностью 6,3 МВА и более, а также на трансформаторах 4 МВА при их параллельной работе. Допускается её установка и на трансформаторах меньшей мощностью (но не менее 1 МВА), когда не проходит по чувствительности токовая отсечка. В основном дифференциальные защиты трансформаторов выполняют на реле серии РНТ и ДЗТ. Расчёт состоит в определении токов срабатывания защиты и реле, числа витков обмоток реле и коэффициента чувствительности.

Как правило, для современных понижающих трансформаторов с РПН при выборе тока срабатывания дифференциальной защиты с реле серии РНТ определяющим условием является отстройка от максимального тока небаланса при переходных режимах внешних КЗ. Поэтому зачастую она оказывается грубой и мало эффективной. В связи с этим целесообразнее применять реле серии ДЗТ, которое, благодаря наличию тормозной обмотки, обеспечивает несрабатывание защиты от токов небаланса при 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.

Произведём расчёт дифференциальной защиты с реле ДЗТ-11.

А (2.1)

А

где k_H- коэффициент отстройки защиты от бросков тока намагничивания, предварительно для ДЗТ-11 равен 1,5.

При двухфазном КЗ в точке К1 ток повреждения проходит через трансформаторы тока стороны 35 кВ, соединенные в треугольник. В этом случае расчётный ток в реле дифференциальной защиты при двух- или трёхрелейном исполнении определяется:

Коэффициент чувствительности:

то есть реле ДЗТ-11 нам подходит. Расчет дифференциальной защиты на реле ДЗТ-11 сводим в таблицу 2.1.

Таблица 2.1

Величина	Обозначение и расчёт	Результаты расчётов
Номинальная мощность защищаемого трансформатора, кВА	Sн	16000
Номинальное напряжение обмоток защищаемого трансформатора, кВ	Ubh Uhh	35 10,5
Первичные номинальные токи ТТ, А		263,932
		879,772
Коэффициент трансформации ТТ	nВН	400/5
	nНН	600/5
Схемы соединения ТТ: на стороне ВН на стороне НН
	Д
	Y
Вторичные токи в плечах защиты, А		7,619
		7,331
Относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжением, о.е.	ДU	0,120
Минимальное значение тока КЗ на выводах НН, приведённое к напряжению ВН, А		1389,000
Определение установки и чувствительности защиты
Первичный ток срабатывания защиты по условию отстройки от бросков токов намагничивания, А	Iс.з=1,5Ч IBH	395,897
Ток срабатывания реле, приведённый к стороне ВН, А	, К ВН	11,429
Расчётное число витков обмотки реле, включенной со стороны ВН		8,750
Принятое число витков обмотки реле, включенной со стороны ВН		14
Расчётное число витков обмотки реле, включенной со стороны НН		14,549
Принятое число витков обмотки реле, включаемой со стороны ВН	ближайшее целое число	14
Расчётное число витков тормозной обмотки по условию отстройки от тока небаланса при КЗ на стороне НН		4,572
Принятое число витков тормозной обмотки	> выбирается из ряда чисел 1,3,5,7,9,11,13,18,24	5
Минимальное значение тока в реле при двухфазном КЗ на выводах ВН, А		34,725
Минимальное значение коэффициента чувствительности защиты		4,862

е - 0,1 - полная погрешность трансформаторов;

tga - тангенс угла наклонная и горизонтальной оси касательной, проведённой из начала координат и тормозной характеристике реле, соответствующей минимальному торможению. Для ДЗТ-11

tga = 0,87.

2.1.2 Максимальная токовая защита от перегрузки токами

внешнего короткого замыкания

А

По кривой на рис. 5 в методических указаниях к курсовой работе по РЗиА определяем k_cзn =2,2.

1) Выбираем ток срабатывания МТЗ установленном на секционном выключателе 10 кВ.

(2.2)

где k_H = 1,2- коэффициент надёжности;

k_В = 0,8- коэффициент возврата реле;

А

Максимальный рабочий ток для каждого из трансформаторов при введённом АВР не должен быть более 0,65-0,7 его номинального тока, с тем чтобы вызвать недопустимую перегрузку оставшегося в работе трансформатора.

Тогда ток срабатывания защиты:

А

Ток срабатывания реле:

(2.3)

где k_cx = 1 - коэффициент схемы (схема соединения ТТ «звезда»)

А

Коэффициент чувствительности в основной зоне:

2) Выбираем ток срабатывания МТЗ трансформатора:

А

Ток срабатывания защиты выбран с учётом того, что в некоторых режимах трансформатор может быть нагружен до (при отсутствии второго трансформатора).

По условию согласования по чувствительности с защитой СВ :

I_с.з?k_H.CЧ I_с.з.СВ (2.4)

где k_HC- коэффициент надёжности согласования защиты, значение которого зависит от точности работы реле и трансформаторов тока, точности настройки реле (k_HС = 1,5).

А

Выбирается I_с.з =510,1 А

А

Проверяем чувствительность (схема - «треугольники» с двумя реле на стороне 35 кВ и «звезда» на стороне 10 кВ).

a)

А - при двухфазном КЗ за трансформатором.

б) При двухфазном КЗ на выводах 35 кВ.

А

2.1.3 Защита от перегрузок

Защита устанавливается на трансформаторах 400 кВА и более с действием на сигнал (на автоматическую разгрузку или отключение на подстанциях без дежурного персонала).

Перегрузка трансформаторов обычно бывает симметричной, поэтому защита от перегрузок выполняется с помощью МТЗ, включенной на ток одной фазы.

Ток срабатывания защиты

 (2.5)

где k_H =1,05, k_В=0,85.

Защита устанавливается со стороны питания.

А

Время срабатывания защиты от перегрузки выбирается на ступень больше времени МТЗ от перегрузки токами внешних КЗ.

2.1.4 Газовая защита

Газовая защита устанавливается от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла. Она реагирует на такие опасные повреждения, как замыкание между витками обмотки, на которые не реагируют другие виды защит из-за недостаточного значения тока при этом виде повреждения.

Действие защиты основано на том, что всякие, даже незначительные, повреждения, а также повышенные нагревы внутри бака трансформатора вызывают разложение масла и органической изоляции, что сопровождается выделением газа.

Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому защита выполняется так, чтобы при медленном газообразовании подавался предупредительный сигнал, о бурном газообразовании, что имеет место при К.З., происходило отключение повреждённого трансформатора. Кроме того, газовая защита действует на сигнал при опасном понижении уровня масла в баке трансформатора.

В качестве газовой защиты выбираем газовое реле типа РГП.

t_cp.ргп = 0,1...0,3 с.

2.2 Защита кабельных линий напряжением 10 кВ

Для линий напряжением 6... 10 кВ должны предусматриваться устройства релейной защиты, действующей на отключение линий при многофазных КЗ, а также устройства защиты при однофазных замыканиях на землю, действующие либо на сигнал, либо на отключение.

2.2.1 Защита от многофазных КЗ

Защиту от многофазных КЗ выполняют в двухфазном исполнении и включают во всей сети в одни и те же фазы (обычно А и С) для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения.

Для кабельной линии 10 кВ, питающей ТП (блок линия - трансформатор) предусматривается двухступенчатая токовая защита (первая ступень - токовая отсечка, вторая ступень - максимальная токовая защита с зависимой или независимой от тока характеристикой выдержек времени).

Ток срабатывания отсечки выбирается из условия отстройки от бросков тока намагничивания трансформаторов, присоединенных к запускаемой линии

I_С.З.=k_отсЧI_?ТР (2.6)

где k_отс = 5 - коэффициент отстройки,

I_?ТР - суммарный номинальный ток трансформаторов, питающихся от защищаемой линии. Все расчеты приведены в таблице 2.2.

Ток срабатывания МТЗ выбирается, исходя из условий отстройки от максимального рабочего тока линии и обеспечения возврата пускового органа защиты в начальное положение после его срабатывания

 (2.7)

где k_H = 1,2 - коэффициент надежности;

k_B = 0,85 - коэффициент возврата реле;

k_С.З= 2,1 - коэффициент самозапуска нагрузки после отключения внешнего КЗ;

- максимальный рабочий ток линии.

Расчетный ток срабатывания реле определяется по выражению

(2.8)

где k_cх = 1 - коэффициент схемы;

n_т - коэффициент трансформации трансформаторов тока.

Коэффициент чувствительности можно найти по выражению

(2.9)

Все расчеты приведены в таблице 2.2.

2.2.2 Защита от замыканий на землю в сети 10 кВ

Защита выполняется с помощью одного токового реле РТЗ-51, которое подключается к трансформаторам тока нулевой последовательности типов ТЗ, ТЗЛ, ТЗР и др.

Ток срабатывания защиты определяется из условия её надёжной отстройки от броска собственного ёмкостного тока, проходящего в месте установки защиты при внешнем перемещающемся замыкании на землю.

 (2.10)

где k_OTC =1,2- коэффициент отстройки;

k_K = 2,5 - коэффициент, учитывающий бросок собственного ёмкостного тока;

I_C - собственный ёмкостный ток присоединения самого электродвигателя I_СД и линии, соединяющей его с распределительным устройством и входящей в зону действия защиты I_СЛ

I_C=I_СД+I_СЛ (2.11)

При номинальной мощности двигателя не превышающей 2,5-3 МВт, значением обычно можно пренебречь.

Тогда

I_C= I_СЛ= I_СОЧLЧm (2.12)

где I_СО - значение собственного ёмкостного тока 1 км кабеля, А/км;

L - длина линии, км.

Все расчеты приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Расчет защиты КЛ от многофазных КЗ

Участок	Число КЛ	Уставки токовой отсечки	Выбор уставок МТЗ	Уставки защиты от ЗиЗ
		Iсумм.тр.	Iс.з.	Iраб, макс А	Iсз. А	nт	Iс-р. А	Кч	F мм	Ico А/км	L м	Ic А	Iс,з А
ПТП-ТП-1	2	184,75	923,76	144,78	429,2	200/5	И	9,34	70,00	0,92	443	0,408	1,22
ГПП-ТП-2	2	184,75	923,76	140,35	416,1	200/5	21	9,64	35,00	0,72	261	0,188	0,56
ГПП-ТП-3	2	115,47	577,35	96,66	286,6	100/5	14	13,99	25,00	0,65	459	0,298	0,90
ГГШ-ТП-4	1	36,37	181,84	30,66	90,9	100/5	5	44,11	16,00	0,55	148	0,081	0,24
ГГШ-ТП-5	1	23,09	115,47	17,06	50,6	100/5	3	79,30	16,00	0,55	358	0,197	0,59
ГПП-ТП-6	2	288,68	1443,38	166,51	493,7	200/5	25	8,12	70,00	0,92	95	0,087	0,26
ГГШ-ТП-7	2	184,75	923,76	99,33	294,5	100/5	15	13,62	25,00	0,65	265	0,172	0,52
ГПП-ТП-8	2	28,87	144,34	22,76	67,5	100/5	3	59,44	16,00	0,55	411	0,226	0,68
ГГШ-ТП-9	2	46,19	230,94	28,19	83,6	100/5	4	47,98	16,00	0,55	28	0,015	0,05
ГГШ-ТП-10	2	18,48	92,38	15,89	47,1	100/5	2	85,12	16,00	0,55	266	0,146	0,44
ГПП-ТП-11	1	57,74	288,68	43,59	129,2	100/5	6	31,03	16,00	0,55	273	0,150	0,45
ГПП-ТП-12	1	23,09	115,47	17,99	53,3	100/5	3	75,17	16,00	0,55	88	0,048	0,15
ГПП-ТП-13	2	28,87	144,34	18,38	54,5	100/5	3	73,59	16,00	0,55	235	0,129	0,39

2.3 Защита конденсаторных батарей

Для конденсаторных установок, предназначенных для улучшения коэффициента мощности в системе электроснабжения и присоединяемых параллельно приёмникам электроэнергии с индуктивным характером нагрузки, предусматривается защита от следующих видов повреждений и ненормальных режимов:

многофазных К.З.;

сверхтоков перегрузки;

повышение напряжения в установке;

однофазных замыканий на землю.

2.3.1 Защита конденсаторной батареи от многофазных КЗ

Для защиты конденсаторных установок на напряжение выше 1000 В от многофазных К.З. предусматривается максимальная токовая защита мгновенного действия в двухфазном одно- или двухрелейном исполнении. Ток срабатывания реле токовой отсечки определяется в соответствии со следующей формулой:

I_с.з=k_отсЧI_к.у.ном (2.13)

где k_orc = 2,5 - коэффициент отстройки от бросков емкостного тока при её включении или перенапряжениях в сети.

I_к.у.ном - номинальный ток конденсаторной установки;

А

I_СЗ = k_OTC * I_КУном = 2,5Ч123,86 = 309,65 А.

Чувствительность отсечки проверяют по номинальному току двухфазного К.З. на выводах конденсаторной установки.

В сетях напряжением до 1 кВ защита выполняется плавкими предохранителями. Рассчитаем трехфазный ток кз для каждой из ККУ.

Для ТП-1:

Рисунок 2.1 - Схема замещения ККУ-0,38 кВ для ТП 1

Трансформатор

S_H =1600 кВА

соединение обмоток Д-Y_0-11

R_T =0,1 мОм ; Х_т=3,36 мОм;

Х_? = Х_Т = 3,36 мОм;

R_?= R_T + R_ПЕР1 + R_ПЕР2 = 0,7 +15 + 20 = 35,7 мОм

мОм

кА

кА

А

I_СЗ = k_OTC * I_КУном = 2,5Ч456,34 =1140,85 А.

Выбираем плавкие предохранители марки ПП17 с I_НОМ._пл.вс=1000 А, I_{пред.отк}=120 кА.

Для ТП-3:

Рис. 2.2 - Схема замещения ККУ-0,38 кВ для ТП 3

Трансформатор

S_H =1000 кВА

соединение обмоток Д-Y_0-11

R_T =1,1 мОм ; Х_т=5,36 мОм;

Х_? = Х_Т = 5,36 мОм;

R_?= R_T + R_ПЕР1 + R_ПЕР2 = 1,1+15+20=36,1 мОм

мОм

кА

кА

А

I_СЗ = k_OTC * I_КУном = 2,5Ч484,5 =1211,25 А.

Выбираем плавкие предохранители марки ПП17 с I_ном._пл.вс=1000 А, I_{пред.отк}=120 кА. Для ТП-8:



Рис. 2.3 - Схема замещения ККУ-0,38 кВ для ТП 8

Трансформатор

S_H =250 кВА

соединение обмоток Д-Y_0-11

R_T =5,92 мОм ; Х_т=18 мОм;

Х_? = Х_Т = 18 мОм;

R_?= R_T + R_ПЕР1 + R_ПЕР2 = 5,92+15+20=40,92 мОм

мОм

кА

кА

А

I_СЗ = k_OTC * I_КУном = 2,5Ч114 =285 А.

Выбираем плавкие предохранители марки ПН2 с I_ном._пл.вс=315 А, I_{пред.отк}=40 кА.

2.3.2 Защита конденсаторной батареи от сверхтоков перегрузки

Для защиты конденсаторных установок от сверхтоков перегрузки, которая предусматривается в тех случаях, применяется максимальная токовая защита в двухфазном трёхрелейном исполнении. Защита имеет выдержку времени (порядка 9 с.) и отключат конденсаторную установку при действующем значении тока, превышающем 1,3 Ч I_КУном.

I_СЗ = 1,3 Ч I_КУном = 1,3Ч 456,34 = 593,242 А

I_СЗ = 1,3 Ч I_КУном = 1,3 Ч 684,5 = 889,85 А

I_СЗ = 1,3 Ч I_КУном = 1,3 Ч114=285 А

Рисунок 2.4 - Схема защиты конденсаторной установки

1TT - 3ТТ - трансформаторы тока; 6Т - реле тока типа РТ-40; К3 - комплект защиты типа К3-13; Н - реле максимального напряжения типа РН-58; 1C - резистор; 1,2- накладки контактные; ВВ - выключатель; ТН - трансформатор напряжения; 3 - цепи напряжения; 4 - на отключение выключателя ВВ.

2.3.3 Защита конденсаторной батареи от повышения напряжения в

установке

Для защиты конденсаторной установки от повышение напряжения в тех случаях, когда уровень напряжения в сети в месте присоединения конденсаторной установки может превышать 1,1 Ч U _к._{у ном} (при включенных конденсаторах), предусматривается защита от максимального напряжения, действующая на отключение с выдержкой времени 3-5 мин. При этом применяется специальная автоматика, осуществляющая включение конденсаторной установки после восстановления нормального (номинального) уровня напряжения.

U_с.з=1,1ЧU_ку.ном=1,1Ч10=11 кВ

U_с.з=1,1ЧU_ку.ном=1,1Ч0,38=0,418 кВ

2.3.4 Защита конденсаторной батареи от однофазных замыканий на

землю

Для защиты конденсаторной установки на напряжение выше 1000 В от однофазных замыканий на землю (при токах замыкания на землю 20 А и выше) предусматривается максимальная токовая защита с действием на отключение без выдержки времени.

Токовое реле защиты включается на трансформатор тока нулевой последовательности. Защита от замыканий на землю может не устанавливаться на конденсаторной установки, соединяемой со сборными шинами без кабельной вставки. В этом случае для защиты от замыканий на землю используется устройство контроля изоляции на шинах подстанции.

2.4 Автоматический ввод резерва

Напряжение срабатывания:

U_с.р=(10,25..0,4)ЧU_ном,кВ, (2.1)

U_cp = 0,3Ч10,5 = 3,15 кВ..

Время срабатывания:

t_cp.ABP = (t_cз.max + t_АПВ + Дt), С, (2.15)

где t_cз.max - время срабатывания защиты, имеющей максимальную выдержку;

t_АПВ - время срабатывания автоматического повторного включения линии 10 кВ;

Дt = 2,5..3,5 с - время запаса.

t_cp.ABP = (1,1 + 1,1+2,5) = 4,7 c.

Рисунок 2.5 - Автоматическое включение резерва

Построение карты селективности

Проверку селективной работы автомата стороны НН трансформатора ТП, предохранителя или токовой защиты стороны ВН трансформатора ТП и защиты питающей линии 10 кВ, можно произвести лишь после построения карты селективности, совмещающей времятоковые характеристики защит всех этих элементов.

Селективность работы защит должна быть обеспечена между МТЗ питающей линии 10 кВ и защитой предохранителем ПКТ-10 трансформатора ТП, а также между защитой предохранителем ГЖТ-10 трансформатора и секционным автоматом 0,4 кВ с устройством АВР на стороне 0,4 кВ и автоматом любого отходящего от шин 0,4 кВ присоединения.



Рисунок 2.6 - Карта селективности электроремонтного цеха

Рисунок 2.7 - Карта селективности нефтеперерабатывающего цеха

3. Экономическая часть

Целью экономической части дипломной работы является:

а) расчет сметы годовых эксплуатационных расходов на содержание энергетического хозяйства промышленного предприятия в части электроснабжения, для чего была составлена смета на приобретение и монтаж оборудования по схеме электроснабжения предприятия;

б) расчет численности промышленно-производственного персонала, заработной платы, затрат на производство текущего и капитального ремонтов;

в) определение себестоимости потребления 1 кВт-ч электроэнергии и технико-экономических показателей схемы электроснабжения.

3.1 Определение сметной стоимости схемы электроснабжения

В таблице 3.1 представлена спецификация основного оборудования схемы электроснабжения промышленного предприятия, стоимость оборудования, подсчитаны возможные расходы и в общем стоимость строительно-монтажных работ.

Таблица 3.1 - Спецификация основного оборудования

№	Наименование оборудования	Количество	Цена единицы	Общая стоимость, т.р.
1	ВЛ: 2* АС - 70	8,9	920,2	8189,78
	ГПП:
	РНДЗ -2-35/1000	8	13,272	106,176
	ТНД- 16000/3 5	2	1210	2420,000
	ВБЭК-35-630	3	68,3	204,900
	ТМ- 160/10	2	62	124,000
	ТПОЛ-1 0-1 000/5-0,5/1 ОРУЗ	21	8,573	180,033
	ТЗЛМ-ЮУЗ	22	4,0257	88,565
	ОПН- 35	4	13,524	54,096
	ОПН -10У1	2	1,288	2,576
	НОМ-10	4	8,483	33,932
	НТМИ- 10-95	2	22,656	45,312
3	Кабели от ГПП кТП:
	ААБ-2(3*16)	2,059	156,53	322,295
	ААБ-2(3*25)	0,424	183,28	77,712
	ААБ-2(3*35)	0,261	216,81	56,587
	ААБ-2(3*70)	0,538	249,57	134,269
4	ТП:
	ТПЛК-10-200/5-0.5/1 ОРУЗ	78	8,275	645,45
	ТМ-2500/10	2	618,53	1237,060
	ТМ 1600/10	6	414,2	2485,200
	ТМ- 1000/10	3	214,25	642,750
	ТМ-630/10	1	137,9	137,900
	ТМ-400/10	4	95,3	381,200
	ТМ-250/10	4	73,25	293,000
	ТМ- 160/10	2	62	124,000
	ВВТЭ-10-20/630У2	29	53,27	1544,830
	ПКТ 104-10-160-20УЗ	6	1,843	11,058
	ПКТ 103-10-50-31,5УЗ	10	0,957	9,570
	ПКТ 102-10-40-31,5УЗ	6	0,574	3,444
	ВНРп- 10/400-10УЗ	22	7,75	170,500
	УК- 10	4	17,856	71,424
Итого стоимость оборудования	19809,451
Подключение к эл. снабжению (9000 рублей за 1 кВт.)	105100,803
Стоимость тары и упаковки (3% от стоимости оборудования)	594,284
Транспортные расходы (5% от стоимости оборудования)	990,473
Складские расходы (0,5% от стоимости оборудования)	99,047
Стоимость монтажных работ (20% от стоимости оборудования)	3961,89
Плановые накопления (8% от стоимости монтажных работ)	316,95
Накладные расходы (70% от стоимости монтажных работ)	2773,323
Итого стоимость оборудования с учетом строительно-монтажных работ	133547,174

3.2 Планирование численности персонала

3.2.1 Баланс рабочего времени

При планировании использования рабочего времени составляется баланс рабочего времени на плановый период.

В таблице 3.2 представлен баланс рабочего времени на основе данных о календарном годе.

Таблица 3.2 - Баланс рабочего времени

№	Показатели	Формула	Дни	Часы
1	Календарный фонд рабочего времени	Фк	365	8760
2	Нерабочие дни: - праздники -выходные -всего	Нд	9 107 116
3	Номинальный фонд рабочего времени	Фном=Фк-Нд	249	1992
4	Неиспользуемое время: основные и дополнительные отпуска -отпуска учащихся -невыходы по болезни -невыходы в связи с выполнением общ.-гос. обязанностей Итого неиспользуемое время	Нв 0,005*Фном 0,03*Фном 0,005*Фном	31 1,245 7,47 1,245	248 9,96 59,7 6 9,96 327,68
5	Явочное время одного работника	Фяв=Фном-Нв	208,04	1664,32
6	Внутрисменные потери	Вп=0,015*Фном	3,735	29,8 8
7	Полезный фонд рабочего времени	Фпол=Фяв-Вп	204,305	1634
				0,44
8	Средняя продолжительность рабочего дня	Фпол/Фян		70856
9	Коэффициент использования рабочего дня	Фпол/Фном	0,82

Таблица 3.3 - Структура ремонтного цикла

Наименование оборудования	Продолжительность ремонтного цикла, год	Прод. периода между кап. рем, мес.	Прод. периода между тек.рем. мес.	Кол-во т.рем. в году	Кол-во к.рем. в году
Трансформаторы	12	144	24	0,5	1/12
Выключатель	8	96	12	1	1/8
Транс- ры тока	12	144	12	1	1/12
КЛ	6	72	3	4	1/6
Разъединитель	8	96	12	1	1/8

В таблице 3.4 представлена трудоемкость ремонтов на единицу оборудования и всего, которая понадобиться для определения численности ремонтного персонала.

Таблица 3.4 - Годовой объем ремонтосложности оборудования и трудоемкости ремонтов

Линии и оборудование	Кол-во (длина)	Ед. изм.	Ny.e на чел.	Рем-сложность, всего	Трудоемкость ремонта	Трудоемкость кап. ремонта	Итого
					Ha 1 шт. (км)	Всего	Ha 1 шт. (км)	Всего
Разъеденитель РНД-35/1000	8	шт.	1	8	1,18	9,44	7	56	16,4 4
РВС-35У1	4	шт.	1	4	1,2	4,8	6	24	8,8
ТДН- 16000/3 5	2	шт.	40	80	277	554	1382	2762	507,33
РВО-10УЗ	2	шт.	5	10	1	2	4	8	3,33
тсн	2	шт.	11	22	25,6	51,2	121,6	243,2	71,3
ВБЭК-35/630	2	шт.	1	2	12	24	40	80	34
ВВЭ-10-31.5УЗ	24	шт.	И	264	11,83	283,92	42,25	1014	410, 6
ТПЛК-10	66	шт.	1	66	3,5	231	12	792	297
НТМИ- 10-95	2	шт.	8,5	17	7	14	25	50	18,17
НО Л- 10	4	шт.	8,5	34	7	28	25	100	36,33
Кабели от ГГШ к ТП:
ААБ-2(3*16)	2,059	км	3	6,177	10	20,59	35	72,07	94,34
ААБ-2(3*25)	0,424	км	5	2,12	15	6,36	50	21,2	28,97
ААБ-2(3*35)	0,261	км	10	2,61	30	7,83	100	26,1	35,67
ААБ-2(3*70)	0,538	км	10	5,38	46	24,748	150	80,7	112,44
АПВБ(4*35)	0,2	км	5	1	18	3,6	60	12	16,4
АПВБ(4*120)	0,385	км	5	1,93	30	11,55	100	38,5	52,62
ТП:
ТЗЛМ-10УЗ	22	шт.	1	22	3,5	77	12	264	99
ТМ-2500/10	2	шт.	19	38	90	180	450	900	255
ТМ 1600/10	6	шт.	17.5	105	75	450	303	1818	601.5
ТМ- 1000/10	3	шт.	16	48	60	180	298	894	254.5
ТМ-630/10	1	шт.	15.5	15.5	50	50	251	251	70.92
ТМ-400/10	4	шт.	14	56	45	180	205	820	248.33
ТМ-250/10	4	шт.	13	52	44	176	151	604	226.3
ТМ-160/10	2	шт.	11	22	23	46	121.6	243.2	71.3
АС-70	8.9	км	12	106.8	23	204.7	75	667.5	872.2
ПКТ- 10	22	шт.	1	22	0.6	13.2	3	66	24.2
ВНРп- 10/400	22	шт.	4,7	103,4	3	66	10	220	93,5
УК- 10	4	шт.	22	88	60	240	300	1200	880
Итого				1329.917					5649.419

3.2.3 Определение численности персонала

Численность персонала включает рабочих, занятых ремонтом и обслуживанием электротехнического оборудования, высоковольтных линий электропередачи от подстанции ТЭЦ до ГПП внутризаводских сетей. Численность персонала ВЛ:

Чвл = (?ЧвлЧL)/100

где (?Чвл - норматив численности персонала по обслуживанию 100 км. трассы ВЛ -35кВ ;Чвл = З,З чел/100 км;

L - длина линии.

Чвл = (3,3Ч8,9)/100=0,294 чел

Численность оперативного персонала подстанции ГПП зависит от числа подстанций и класса их напряжения, определяется :

, чел (3.2)

где Ч_п/ст - норматив численности оперативного персонала подстанции U=35кВ, Ч_п/ст =1,8 чел;

n- число подстанций, n = 1.

Ч_п/ст = 1,8Ч1 = 1,8=2 чел.

Полная численность эксплуатационного персонала высоковольтной сети равна сумме численности. рабочих, занятых ремонтно-эксплуатационным и оперативным обслуживанием ВЛ и подстанций с учетом поправочных коэффициентов :

(3.3)

где К₁ =1,25 ; К₂=1,1 ; К₃=1,1 -поправочные коэффициенты ;

Явочный состав ремонтных рабочих:

(3.4)

где Т - трудоемкость ремонта;

Ф_эф - полезный фонд рабочего времени.

Ч_я =5449,419/1634,44 = 3,334 = 3 чел.

Списочный состав ремонтных рабочих:

(3.5)

где К_и - коэффициент использования рабочего времени.

Ч_с = 3/0,82 - 3,659 = 4 чел.

Явочный состав эксплуатационных рабочих:

(3.6)

где - сумма ремонтосложности. n-количество смен, принимаю n=2;

Р_э - количество единиц ремонтосложности, приходящихся на одного рабочего, принимаю Р_э=900.

Списочный состав эксплуатационных рабочих:

 (3.7)

Общая списочная численность рабочих, обслуживающих энергохозяйство:

3.3 Смета годовых эксплуатационных расходов по обслуживанию

энергохозяйства

3.3.1 Планирование амортизационных отчислений

Расчет амортизационных отчислений сводим в таблицу 3.5

Таблица 3.5 - Расчет амортизационных отчислений

№	Элементы схемы электроснабжения	Стоимость группы ОФ, т.р.	Нам, %	Амортизационные отчисления, т.р.
1	Силовое оборудование и коммутационная аппаратура	124766.528	6,4	7985.058
2	ВЛ	8189,78	3,6	294,832
3	КЛ	590,866	9	53,178
	Итого:	133547,174		8333.068

3.3.2 Планирование заработной платы

Расчет планового фонда заработной платы ведется раздельно для эксплуатационного и ремонтного персонала с оплатой труда повременно-премиальной системой.

Тарифный фонд заработной платы:

- для эксплуатационных рабочих

З^э_т = (Ч_гпп + Ч³_С)ЧТ^э_ст ЧФ_полЧ К_и, тыс. руб. (3,8)

где Т^э_{ст г}-. часовая тарифная ставка эксплуатационных рабочих,

С=60 руб./ч

Ф_пол - номинальный полезный фонд рабочего времени,

Ф_пол= 1634,44 ч

З_т = 8 Ч60Ч1634,44Ч0,82=643,316 т.р.

- для ремонтных рабочих

Т^э_{ст г} =65 руб/ч

Тарифный фонд заработной платы ремонтного персонала:

З_т = ?ТЧТ_ст = 5449.419-65=354.212 т.р.

Часовой фонд заработной платы включает тарифный фонд заработной и доплаты до часового фонда.

Доплаты до часового фонда заработной платы планируются в процентах от фонда тарифной оплаты. В качестве доплат до часового фонда эксплуатационных рабочих планируются премии (за безаварийную работу оборудования, экономию электроэнергии и т.д.) Для ремонтных рабочих планируются премиальные доплаты за выполнение и перевыполнение нормированных заданий, и высокое качество ремонтных работ.

Размер премиальных доплат принимаем равным 40% от тарифной заработной платы. Доплату за работу в ночное время принимаем для эксплуатационных рабочих в размере 30% от тарифного фонда эксплуатационных рабочих. Оплата в праздничные дни составляет 1,5% от фонда оплаты по тарифу.

З_час = 3^э_т + Д_пр + Д_ночн. (3.9)

З^р_час = 3^з_т + Д_пр + Д_празд. (3.10)

В дневной фонд заработной платы дополнительно к часовому включаются доплаты за работу в праздничные дни (для ремонтного персонала) в размере 1,5% от 3^з_т

3^Э_дн=З^Э_час (3.11)

3^Р_дн=З^р_час+Д_празд (3.12)

Годовой фонд заработной платы рассчитывается, исходя из дневного фонда и доплаты за отпуск в размере 12,8% и выполнения государственных обязанностей в размере 0,48% от дневного фонда заработной платы.

З_год = З_дн + Д_отп + Д._гос.об.

Средняя заработная плата определяется делением годового фонда заработной платы данной группы персонала на ее списочный состав. Расчет фонда заработной платы персонала сведен в таблицу 3.6.

Таблица 3.6 - Расчет зарплаты

Элементы фонда заработной платы	Заработная плата в тыс. руб.
	Эксплуатационные рабочие	Ремонтные рабочие
Фонд оплаты по тарифу за год	643,316	354.212
Доплата до часового фонда заработной платы:
а) премия	257,326	141.685
б) оплата за работу в праздничные дни		5.313
в) оплата за работу в ночное время	192,995
Итого часовой фонд заработной платы	1093,637	501.21
Доплата до дневного фонда заработной платы, оплата праздничных дней		5.313
Итого дневной фонд заработной платы	1093,637	506.523
Доплата до годового фонда заработной платы
а) оплата отпусков	139,986	64.835
б) оплата дней выполнения государственных обязанностей	5,25	2.431
Итого годовой фонд заработной платы	1238,873	573.788
Районный коэффициент 50%	619,436	286.894
Всего годовой фонд заработной платы	1858,31	860.682
Средняя годовая заработная плата	232,289	215.17

3.3.3 Составление сметы годовых эксплуатационных расходов по

обслуживанию энергохозяйства предприятия

Таблица 3.7 - Смета годовых эксплуатационных расходов

№	Наименование статей затрат	Затраты, т.р.	Процент к итогу
1	Зарплата экспл. рабочих	1858,31	14.121
2	Начисление на зарплату (26,2% от фонда з/п экспл. рабочих)	486,877	3.7
3	Экспл. материалы (15% от фонда экспл. рабочих)	278,747	2.118
4	Текущий ремонт, в том числе: Зарплата ремонтных рабочих Начисление на зарплату (26,2% от фонда з/п ремонтных рабочих) Стоимость материалов (35%) тариф к фонду зарплаты ремонтных рабочих	1387.42 860.682 225.499 301.239	10.543 6.54 1.714 2.289
5	Амортизационные отчисления	8333.068	63.321
6	Прочие затраты (30% от фонда з/п экспл. и ремонтных рабочих)	815.698	6,198
	Итого	13160.12	100,000

3.4 Определение внутризаводской себестоимости потребляемой

электроэнергии

Себестоимость единицы потребляемой электроэнергии складывается из:

стоимости 1 кВт* ч по оплачиваемому энергосистеме одноставочному тарифу;

эксплуатационных расходов на содержание электрооборудования и сетей, приходящихся на 1 кВт•ч потребляемой электроэнергии.

Стоимость покупной электроэнергии определяется по одноставочному тарифу для энергосистемы, обслуживающей предприятие.

При использовании такого тарифа размер платы определяется: - платы за фактически потребленную электроэнергию по счетчику.

П = вЧЭ (3.14)

где П - плата за электроэнергию;

Р - наибольшая нагрузка предприятия в часы максимума нагрузки, кВт.

Р_мах = Р_гпп + ДР_тр + ДР_вл (3.15)

Наибольшая нагрузка завода в часы максимума:

Р_мах = 11378,1 + 25,119 + 274,646 = 11677,865 кВт

Суммарные потери электроэнергии:

ДА? = ДА_гпп + ДА_цех.т. + ДА_кл, тыс.кВтч (3.16)

ДА? = 1308077,86 + 684473,96 +119421,99 = 2111,998, тыс. кВтч

Ставка дополнительной платы за каждый кВтч электроэнергии, учтенной счетчиком по ОАО «Читаэнерго» за 2008 год:

в=1,57 руб./кВтч

Количество потребленной электроэнергии, учтенной счетчиком:

Э = Р_мах ЧТ_мах = 11677,865 Ч600 = 70067,19 тыс. кВтч

П= 1,57 Ч70067190 = 110005488,3 руб.

НДС (18%)= 19800987,89 руб.

П = 110005488,3+19800987,89 = 129806476,2 руб.

Себестоимость 1 кВтЧч рассчитывается по формуле:

(3.17)

где П - плата за покупную электроэнергию;

И - годовые эксплуатационные расходы на обслуживание схемы электроснабжения;

Э_пол - количество электроэнергии, полезно переданное на производственные нужды и освещение.

Эпол = Э- ДА? = 70067,19-2111,998 = 67955,192 тыс. кВтч

руб/кВтч

Калькуляция себестоимости 1 кВтЧч потребляемой электроэнергии сведена в таблицу 3.8

Таблица 3.8 - Калькуляция себестоимости

№	Показатели и статьи расходов	Ед. измерения	Величина
1	Количество э/э, полученной из энергосистемы	кВт-ч	70067202
2	Годовой максимум нагрузки завода	кВт	11677,867
3	Коэффициент мощности		0,950
4	Ставка по тарифу	руб./ кВт-ч	1,57
5	Плата по тарифу	руб.	129806476,2
6	Годовые экспл. расходы на обслуживание схемы	руб.	13160120
7	Всего годовых затрат	руб.	142966596.2
8	Потери э/э в сетях	кВт-ч	211998
9	Количество э/э, полезно переданной	кВт-ч	67955204
10	Цеховая себестоимость 1 кВт- ч полезно потребляемой э/э	руб./кВт- ч	2Д

3.5 Итоговые технико-экономические показатели энергохозяйства

предприятия

Таблица 3.9 - Технико-экономические показатели энергохозяйства

завода

№	Показатели	Ед. измерения	Величина
1	Присоединенная мощность трансформаторов ЦП (10 кВ)	кВА	11378,110
2	Максимум нагрузки	кВт	11677,865
3	Годовое потребление э/э	МВт-ч.	70067,19
4	Потери энергии в распределительной сети	МВт-ч.	2111,998
5	КПД распределительной сети	%	96,99
6	Коэффициент мощности		0,95
7	Капитальные вложения в схему	тыс.руб.	133547.174
8	Численность рабочих, обслуживающих схему	чел	12
9	Себестоимость 1 кВт-ч потребляемой э/э, в том числе: А) плата за 1 кВт- ч Б) себестоимость распределения	руб/кВт-ч руб/кВт-ч руб/кВт-ч	2,1 1,57+НДС 0,27
10	Удельные капитальные вложения на 1 кВА присоединенной мощности	тыс.руб/кВА	11.436
11	Удельная численность рабочих, обслуживающих схему	чел/тыс.кВА	0,001
12	Фондовооруженность	тыс.руб/чел	11128.931

В разделе 3 представлена смета на приобретение и монтаж оборудования, баланс рабочего времени на 2008 г., структура ремонтного цикла, годовой объем ремонтосложности оборудования и трудоемкости ремонтов. Расчетами установлена численность монтеров и мастеров по ремонту и эксплуатации электрических сетей в количестве 12 человек, годовой фонд заработной платы персонала, амортизационные отчисления и смета годовых эксплуатационных расходов. Составлена калькуляция 1 кВт-ч потребляемой электроэнергии. Обобщены технико-экономические показатели электроснабжения и электрохозяйства завода.

4. Безопасность и экологичность проекта

4.1 Производственная санитария

Здоровые и безопасные условия труда на производстве обеспечиваются правильной организацией труда.

Персонал, обслуживающий электроустановки и оборудование промышленных предприятий, работает в условиях возможного воздействия ряда неблагоприятных для здоровья факторов, обусловленных состоянием помещений и характером производства. Поэтому, для сохранения здоровья и работоспособности людей при проектировании и строительстве предприятия необходимо руководствоваться требованиями санитарных норм проектирования промышленных предприятий СН-245-7, утвержденных Госстроем России.

Согласно ГОСТ 12.0.002-97 производственной санитарией называется система организационных мероприятий и технических средств, предотвращающих или уменьшающих воздействие на работающих вредных производственных факторов.

К числу вредных производственных факторов относятся: неблагоприятные метеорологические условия, высокие уровни шума и вибрации, электромагнитные и ионизирующие излучения, производственные пыли, газы, пары, яды, вредные микроорганизмы, механические факторы, могущие привести к травмированию.

Согласно требованиям СН промышленные предприятия и их отдельные здания и сооружения с технологическими процессами, являющимися источниками выделения в окружающую среду вредных веществ и других вредных производственных факторов, следует отделять от жилой застройки санитарнозащитными зонами.

Для установления минимальной ширины санитарно-защитной зоны санитарные нормы СН-245 подразделяют промышленные предприятия на пять классов в зависимости от характера производства, загрязняющего окружающую среду.

На территории предприятия, в санитарно-защитной зоне предполагается проведения мероприятий по озеленению.

Между отдельными цехами завода предусматривается санитарные разрывы, обеспечивающие незатемнение оконных проемов.

Территория завода имеет выровненную поверхность, хорошо освещенную: для освещения предусматриваются фонари с лампами накаливания, плотность освещения не менее 12 Вт/м². Подземные коммуникации на территории завода на поверхности обеспечены соответствующими указателями.

Стены и потолки в цехах выполнены из материала с гладкой поверхностью, не задерживающих пыль. Полы выполняются ровными, нескользкими. Для создания нормальных условий работы объем производственных помещений должен составлять на одного работающего не менее 15 м, площадь не менее 4,5 м, при высоте помещения не меньше 3,2 м.

В цехах предусматриваются комнаты отдыха, душевые, оздоровительные кабинеты для рабочих завода.

4.1.1 Воздух рабочей зоны

Большое значение для здоровья человека и для охраны его труда имеет качество воздуха в производственных помещениях.

По ГОСТ 12.1.005-97ССБТ нормируются следующие параметры: температура, относительная влажность, скорость движения воздушного потока, ПДК вредных веществ.

Эти данные приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Нормируемое качество воздуха

Сезон года	Категория работы	Температура, С°	Относительная влажность, %	Скорость движения воздуха, м/с
Холодный и переходный периоды года	I	20-30	60-40	0,2
	IIа	18-20		0,2
	II б	17-19		0,3
	III	16-18		0,3
Теплый период года	I	22-25	60-40	0,2
	II а	21-23		0,3
	II б	20-22		0,4
	III	18-21		0,5

При оценке допустимых значений температуры и влажности воздуха учитывается категория тяжести работ в соответствии с общими энергетическими затратами.

4.1.2 Вентиляция

При осуществлении любого производственного процесса, как правило, всегда выделяется теплота. Источниками теплоты являются печи, котлы, паропроводы и т. д. Теплота выделяется при сжигании топлива, нагреве, при переходе электроэнергии в теплоту и т. п.

Многие производственные процессы сопровождаются выделением пыли. Проникая в организм человека при дыхании, при заглатывании и через поры кожи могут вызвать различные заболевания. Поэтому для поддержания микроклимата в цехах завода в оптимальном состоянии используется вентиляция помещений.

Вентиляция - регулируемый воздухообмен, обеспечивающий нормальные санитарно-гигиенические условия в производственных помещениях. Она устраняет примеси в воздухе рабочей зоны и избытки теплоты.

В цехах завода используем общеобменную, механическую приточно-вытяжную вентиляцию. Система механической вентиляции состоит из вентиляторов с электрическим приводом, воздухоотводов, приемных устройств забора наружного воздуха и устройств для очистки воздуха. Для очистки загрязненного воздуха, выбрасываемого в атмосферу используем пылеотделители типа.

4.1.3 Защита от шума и вибрации

В результате исследований установлено, что шум и вибрации ухудшают условия труда, оказывая вредное действие на организм человека: снижается внимание, снижается острота зрения и слуха, появляются расстройства нервной и сердечно-сосудистой систем, повышает утомляемость. Одним из основных методов уменьшения шума на производстве является снижение шумов самих его источниках электрических машинах, станках, механизмах, компрессорах, вентиляторах и др. В цехах завода предусматривается защита от шума строительно-акустическими методами: звукоизоляция ограждающих устройств, уплотнение по периметру притворов окон, дверей; устройство звукоизолированных кабин наблюдения и дистанционного управления; укрытие в кожухи источников шума; установка в помещениях звукопоглощающих конструкций и экранов.