Реконструкция электроснабжения колхоза "Прогресс"

Содержание
Аннотация
Введение
1. Характеристика предприятия и электроснабжения
1.1 Краткая характеристика предприятия и егоэлектроснабжения
1.2 ТЗ на проектирование электроснабжения колхоза«Прогресс»
2. Расчет электроснабжения отделения «Медведово»
2.1 Исходные данные для проектирования
2.2 Определение центра электрических нагрузокпредприятия
2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов
2.4 Расчет потерь мощности в выбранных трансформаторах
2.5 Выбор и расчёт сечений линий электропередачи 0,4кВ
2.6 Конструкция линий электропередачи напряжением 0,38кВ
3. Выбор оборудования и защиты линий сетиэлектроснабжения
3.1 Выбор предохранителей в сети 0,38 кВ и проверказащиты
3.2 Расчёт токов короткого замыкания в сети 0,38 кВ
3.3 Проверка кабельной линии на термическую стойкость
3.4 Выбор трансформаторной подстанции
3.5 Расчёт релейной защиты подстанции
4. Молниезащита и заземление электрооборудованияподстанции
4.1 Защита подстанции от перенапряжений
4.2 Защита подстанции от прямых ударов молнии
4.3 Расчёт заземляющего устройства подстанции
5. Организация эксплуатации электрооборудования
5.1 Обоснование и расчёт структуры электротехническойслужбы
5.2 Надёжность проектируемой системы электроснабжения
5.3 Организация технического обслуживания и текущегоремонта
6. Безопасность жизнедеятельности и экология
6.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов
6.2 Защита от поражения электрическим током
6.3 Защита от электрической дуги
6.4 Защита от механических травм
6.5 Мероприятия по пожарной безопасности
6.6 Мероприятия обеспечения безопасности при авариях
6.7 Мероприятия по производственной санитарии
6.8 Мероприятия по защите окружающей среды
7. Экономическая часть
7.1 Анализ выбора оптимальной схемы электроснабжения
7.2 Расчет сметной стоимости
7.3 Расчёт основной и дополнительной заработной платы
7.4 Расчёт сметы годовых затрат на содержаниеоборудования и сетей
7.5 Технико-экономические показатели электроснабжения
Заключение
Литература

 
Аннотация
Дипломный проект по теме«Реконструкция электроснабжения колхоза «Прогресс» Клинцовского района выполненна 85 страницах машинописного текста и включает введение, 7 разделов,заключение и список использованной литературы из 16 источников. Графическаячасть проекта содержит 8 листов формата А1 и служит иллюстрацией разработанныхпроектных решений. В основных разделах дипломного проекта обоснована схемаэлектроснабжения и выполнены все необходимые расчёты, подтверждающиеработоспособность элементов разработанной системы электроснабжения.

Введение
 
Основными потребителямиэлектрической энергии являются промышленность, транспорт, сельское хозяйство,коммунальное хозяйство городов и поселков. На сельское хозяйство приходится около30 % потребления электроэнергии, поэтому вопросам электроснабжения сельскохозяйственныхпредприятий уделяется большое внимание.
Развитие народногохозяйства и требования научно-технического прогресса диктуют необходимостьсовершенствования сельскохозяйственной электроэнергетики путем внедренияавтоматизации технологических процессов, систем электроснабжения сельскохозяйственныхпредприятий и решения проблемы энергосбережения и экономии электрическойэнергии.
Главной проблемой на этомэтапе является создание рациональных систем электроснабжения сельскохозяйственныхпредприятий. Созданию таких систем способствует следующее:
— выбор и применениерационального трансформирования энергии;
— выбор рациональныхнапряжений, что значительно снижает потери электрической энергии при еёраспределении;
— правильный выбор местразмещения подстанций, что минимизирует годовые приведенные затраты;
— совершенствованиеметодики определения электрических нагрузок;
— рациональный выборчисла и мощности трансформаторов, а также схем электроснабжения и ихпараметров, что ведет к сокращению потерь электроэнергии, повышению надежности;
— решение задачисимметрирования электрических нагрузок.
Общая задача оптимизации систем электроснабжениявключает рациональные решения по выбору сечений проводов и жил.
В настоящее времясельское хозяйство Брянской области, как и по всей России, испытывает определённыетрудности, связанные с изменениями экономических отношений. Во многиххозяйствах наблюдается значительный спад сельскохозяйственного производства,что, конечно, вызывает снижение потребления электроэнергии, появление в связи сэтим недогрузки электрооборудования сельских трансформаторных подстанций илиний электропередачи. Одновременно с этим, в связи с изменениями экономическихотношений в сторону рыночных, значительно возросли требования к надёжности электроснабжениятех сельскохозяйственных объектов, от бесперебойной работы которых зависит экономическоеи финансовое благополучие сельскохозяйственных предприятий. В первую очередьэто следует отнести к отрасли молочного животноводства, как отрасли, способнойпоставлять продукцию круглый год, практически без сезонных изменений количестваи качества производимого молока.
Данный дипломный проектпосвящен реконструкции электроснабжения колхоза «Прогресс» Клинцовского районас целью повышения надёжности электроснабжения молочно-товарной фермы отделения«Медведово», сокращения недоотпуска электроэнергии и снижения потерь продукции.
 

 
1. Характеристикапредприятия и электроснабжения
 
1.1Краткая характеристика предприятия и его электроснабжения
 
Колхоз «Прогресс»расположен в Клинцовском районе Брянской области. За хозяйством закреплено около3000 га земли, в том числе 2480 га сельскохозяйственных угодий, из которых под пашнювыделено 2157 га, сенокосы 136 га и пастбища 187 га.
Производственноенаправление колхоза зерновое с развитым животноводством, включая свиноводство,молочное и мясо — молочное животноводство и коневодство.
В структуре посевныхплощадей сельхозпредприятия зерновые не превышают 60%, кормовые – 39%.Численность работников, занятых в основном производстве, составляет 123человека, из них механизаторы – 21 человек, животноводы – 42 человека. Имеется 14тракторов, 6 зерновых, картофеле- и свеклоуборочных комбайнов, 13 грузовыхавтомобилей.
Основные производственныефонды колхоза составляют 16845 тыс. рублей, общая рентабельность по хозяйству –34%.
Центральное отделение колхоза«Прогресс», расположенное в селе Медведово Клинцовского района, занимается производствоммолока – основного вида продукции совхоза — на молочно-товарной ферме с дойнымстадом 800 голов. На ферме имеются два коровника по 200 голов и один коровникна 400 голов дойных коров, четыре телятника по 120 голов, помещение дляремонтного и откормочного молодняка на 180 голов, родильное отделение на 50мест, конюшня на 80 голов, вспомогательные помещения и сооружения. Электрическиенагрузки по объектам фермы приведены в таблице 1.1, а в таблице 1.2 сведеныданные по расходу электрической энергии в основных подразделениях отделения«Медведово».

Таблица 1.1 — Электрическиенагрузки по объектам фермы№
Наименование
объекта Дневная нагрузка
Вечерняя
нагрузка Коэффициент сезонности кВт квар кВт квар Зима Весна Лето Осень 1 Дом животновода с ветеринарно-фельдшерским пунктом 6 - 8 - 1,0 0,8 0,7 0,9 2 Коровник привязного содержания с механизированным доением, уборкой навоза и электроводонагревателем на 400 голов 45 32 45 32 1,0 0,8 0,7 0,9 3 Родильное отделение на 50 мест 6 - 6 - 1,0 0,9 0,5 0,8 4 Коровник привязного содержания с механизированным доением, уборкой навоза и электроводонагревателем на 200 голов 20 16 20 16 1,0 0,8 0,7 0,9 5 Телятник на 150 голов 5 3 8 5 1,0 0,8 0,4 0,8 6 Конюшня на 80 голов 3 - 3 - 0,8 0,2 0,2 0,8 7 Помещение ремонтного, откормочного молодняка на 180 голов 10 - 3 - 1,0 0,6 0,3 0,9 8 Телятник на 120 голов 5 3 8 5 1,0 0,8 0,4 0,8 9 Телятник на 120 голов 5 3 8 5 1,0 0,8 0,4 0,8 10 Телятник на 120 голов 5 3 8 5 1,0 0,8 0,4 0,8 11 Овощехранилище на 1000 т 5 3 2 - 1,0 0,5 0,4 1,0 12 Весовая 1 - - - 1,0 0,5 0,2 0,8 13 Сенохранилище 10 8 - - 0,5 0,5 1,0 1,0 14 Водонасосная станция 10 8 10 8 1,0 0,9 0,8 1,0 15 Коровник привязного содержания с механизированным доением, уборкой навоза на 200 голов 20 16 20 16 1,0 0,8 0,7 0,9 Суммарная нагрузка 156 95 149 92 Суммарная полная мощность 183 кВА 175 кВА

Электроснабжениеотделения «Медведово» осуществляется от трёх трансформаторных подстанций, распределениенагрузок которых также видно из таблицы 2. Подстанции питаются от независмыхвоздушных линий напряжением 10 кВ через масляные выключатели типа МВ-10 от шин10 кВ подстанций Киваи 35/10 кВ и Логоватое 35/10 кВ. Длина линии 10 кВ отподстанции Киваи 10,7 км, от подстанции Логоватое – 9 км. Линия 10 кВ отподстанции Киваи управляется линейным разъединителем ЛР-1, а от подстанции Логоватое– комплектным разъединителем КР-2.
Таблица 1.2 – Расходэлектрической энергии в 2005 году, кВт·часовМесяц Кормоцех Ферма Коровник ТП-2 ТП-1 ТП-3 январь 11700 9600 - февраль 9900 8800 - март 12900 8800 - апрель 15000 10000 - май 10800 8000 - июнь 9000 8000 - июль 8100 6000 - август 9300 5200 - сентябрь 9300 5200 - октябрь 8400 5600 1360 ноябрь 7800 6000 6680 декабрь 9000 9200 6970 Сумма по ТП 112290 90400 15010 Годовое потребление 217700 кВт·ч
Несмотря на наличиерезервной линии электроснабжения, надёжность обеспечения потребителей намолочно-товарной ферме электроэнергией оказалась низкой. Расстояние междуразъединителями ЛР-1 и КР-2 составляет около 1050 м. В результате при аварии наосновной снабжающей линии электропередачи 10 кВ вторая, резервная линия 10 кВподключается не сразу, имеет место длительный перерыв в электроснабжении, что приводитк значительным потерям производимой продукции из-за недоотпуска электроэнергии.
Другой недостатоксуществующей схемы электроснабжения заключается в использовании масляныхвыключателей, которые обладают невысокими эксплуатационными показателями и низкойнадёжностью. Эти выключатели также ухудшают надёжность электроснабжениясельхозпредприятия.
Кроме того,трансформаторные подстанции открытого типа, используемые в существующей схемеэлектроснабжения, значительно уступают по многим показателям, и, в первуюочередь, по эксплуатационным и по надёжности подстанциям закрытого типа.
Ещё один недостатоксуществующей схемы электроснабжения связан с изменениями потребленияэлектрической энергии.
Снижение потребленияэлектроэнергии на производственные нужды привело к падению загрузки подстанций.Следовательно, снизилась эффективность использования электрооборудованияподстанций, повысились относительные потери электроэнергии непроизвоственногохарактера, выросли относительные потери на холостой ход трансформаторов.
В связи с падениемсельскохозяйсвенного производства и соответствующим снижением потребленияэлектроэнергии центр тяжести потребления электроэнергии сместился в сторонуоднофазных потребителей – жилых домов с. Медведово. По этой причине резковозросла несимметрия нагрузки во внутренней сети отделения «Медведово»,снизились качественные показатели электроэнергии и, как следствие, возрослааварийность электрооборудования трансформаторных подстанций ТП1, ТП2 и ТП3.
Рост аварийности на подстанцияхпривел к снижению надёжности электроснабжения сельскохозяйственныхпотребителей. Выросли потери колхоза за счёт недополученной продукции в связи сотключениями электроэнергии. Так по данным экономической службы колхоза «Прогресс»при отключении электроэнергии и срыве доения продуктивность коров снижается впервый день на 20%, во второй – на 10% и в третий – на 5%. В результатенедополучения молока колхоз теряет за три дня при дневном надое на ферме 7723кг молока 18372 рублей. Если учесть, что зимой таких отключений электроэнергиибывает не одно и не два, то можно представить насколько сильно снижается эффективностьпроизводства, падает рентабельность производства.
Наконец, наличие трёх действующихтрансформаторных подстанций приводит к неоправданным эксплуатационным затратам,которые ложатся тяжёлым бременем на плечи сельскохозяйсвенного предприятия, чтотакже снижает как эффективность производства и его рентабельность.
1.2 Техническоезадание на проектирование электроснабжения колхоза «Прогресс» Клинцовскогорайона
Исходные данные дляпроектирования электроснабжения:
1. Генеральный план молочно-товарнойфермы с нанесенной на него существующей схемой электроснабжения.
2. Электроснабжение фермыосуществляется от подстанции Киваи 35/10кВ по воздушной линии напряжением 10 кВ(основное питание). Резервное питание от подстанции Логоватое 35/10кВ по воздушнойлинии 10 кВ длиной 9 км.
3. Расстояниепроектируемой подстанции закрытого типа от подстанции Киваи – 10,7 км.
4. Расчетные нагрузкиобъектов приведены в таблице 1.1.
5. Напряжение всехэлектроприемников — 380/220 В.
6. Электроприемники I категории – пожарные насосы на фермесуммарной мощностью 50 кВт.
7. Предусмотреть автоматическоевключение резервного электроснабжения.
8. Район по толщинестенки гололеда – 1.
9. Роза ветров — преимущественноюго-западное направление.
10. Коррозийнаяактивность грунта — низкая.
11. Тариф наэлектроэнергию двухставочный: основная плата за 1 кВт заявленной мощности 59,5руб. (1 кВт/мес.), дополнительная плата 52 коп./кВт·ч.
12. Потребители ссуммарной максимальной нагрузкой Рмакс= 184 кВт при коэффициентемощности соsφ = 0,876.
13. Выполнить заменутрансформаторных подстанций ТП-1, ТП-2 и ТП-3 одной подстанцией закрытого типаЗТП 10/0,4 с двумя трансформаторами по 160 кВА.

2. Расчетэлектроснабжения отделения «Медведово»
 
2.1Исходные данные для проектирования
 
Объект проектированияпредставляет собой производственную зону отделения «Медведово» и включаетпотребители, перечисленные с максимальными дневными нагрузками в таблице 2.1
Таблица 2.1 – Нагрузочныехарактеристики потребителей № Наименование потребителя Максимальные нагрузки
РДн, кВт
QДн, квар 1. Дом животновода с ветпунктом 6 - 2. Коровник на 400 голов 45 32 3. Родильное отделение на 50 мест 6 - 4. Коровник на 200 голов 20 16 5. Телятник на 150 голов 5 3 6. Конюшня на 80 голов 3 - 7. Помещение для молодняка на 180 голов 10 - 8. Телятник на 120 голов 5 3 9. Телятник на 120 голов 5 3 10. Телятник на 120 голов 5 3 11. Овощехранилище на 1000 тонн 5 3 12. Весовая 1 - 13. Сенохранилище 10 8 14. Водонасосная станция 10 8 15. Коровник на 200 голов 20 16 Суммарная нагрузка 156 95 Полная мощность
SДн = 184 кВА
В хозяйстве по степенинадежности и бесперебойности электроснабжения большая часть электроприемниковотносится ко II и III категории.
По степени поражениялюдей электрическим током в отделении имеются помещения с повышеннойопасностью, сырые и пыльные.
Электрооборудование, установленноев производственных помещениях, работает от трехфазного переменного токачастотой 50 Гц. Основная его часть рассчитана для работы на напряжении 380/220В. Краткая характеристика основных потребителей электроэнергии по категориямбесперебойности электроснабжения и среды производственных помещений в сответствиис ПУЭ приведена в таблице 2.2.
Таблица 2.2 – Характеристикапроизводственных помещений по ПУЭ
№ по ген.
плану Наименование объекта
Класс среды
помещений
Категория
надежности
по ПУЭ 1. Дом животновода с ветпунктом Нормальное III 2. Коровник на 400 голов Влажное II 3. Родильное отделение на 50 мест Влажное III 4. Коровник на 200 голов Влажное II 5. Телятник на 150 голов Влажное III 6. Конюшня на 80 голов Влажное III 7. Помещение для молодняка на 180 голов Влажное III 8. Телятник на 120 голов Влажное III 9. Телятник на 120 голов Влажное III 10. Телятник на 120 голов Влажное III 11. Овощехранилище на 1000 тонн Влажное III 12. Весовая Нормальное III 13. Сенохранилище Пыльное III 14. Водонасосная станция Влажное III 15. Коровник на 200 голов Влажное II
 
2.2Определение центра электрических нагрузок предприятия
 
Воспользуемся математическимметодом, который позволяет аналитически определить центр электрических нагрузок(ЦЭН) объект по координатам отдельных его потребителей.
Если считать нагрузкиравномерно распределенными по площади объекта, что характерно для нашегослучая, то центр нагрузок можно принять совпадающим с геометрическим центромфигуры, изображающей объект на генплане. Геометрическим центром фигуры, в своюочередь, является место пересечения её диагоналей.
Для определения ЦЭНпредприятия на его генплане (рис. 2.1) произвольно наносим оси координат хи y, графически по плану определяем координатыЦЭН каждого потребителя и заносим в таблицу 2.3.
Таблица 2.3 — ОпределениеЦЭН отделения «Медведово»№ Наименование потребителя
Ррi,
кВт
Хi,
м
Yi,
м 1. Дом животновода с ветпунктом 6 280 280 2. Коровник на 400 голов 45 280 190 3. Родильное отделение на 50 мест 6 370 210 4. Коровник на 200 голов 20 440 220 5. Телятник на 150 голов 5 440 140 6. Конюшня на 80 голов 3 460 110 7. Помещение для молодняка на 180 голов 10 420 60 8. Телятник на 120 голов 5 520 160 9. Телятник на 120 голов 5 520 70 10. Телятник на 120 голов 5 440 8 11. Овощехранилище на 1000 тонн 5 280 10 12. Весовая 1 240 110 13. Сенохранилище 10 200 60 14. Водонасосная станция 10 110 90 15. Коровник на 200 голов 20 38 95
 
Координаты ЦЭНпредприятия хо и yоопределяются поформулам:
/>; />,
где хi; yi — соответвствующие координаты центра i-нагрузки;
 Рр.ц.i- активная расчетная мощность i-ой нагрузки.
Определяем координаты

/>;
/> м;
/>;
/> м.
Следует учитывать, что размещениеподстанции на территории молочно-товарной фермы должно быть выполнено с соблюдениемследующих условий:
1) необходимо располагатьтрансформаторную подстанцию как можно ближе к ЦЭН предприятия;
2) подвод линий внешнего электроснабжениядолжен быть осуществлен безпересечения с путями внутрифермского транспорта;
3) подстанция и воздушныелинии 10 кВ следует распололагать в зоне минимального загрязнения изоляции.
 С учётом вышеуказанныхусловий размещаем подстанцию 10/0,4кВ на генплане предприятия вблизи пересечениялиний 10кВ, как показано на рис. 2.2. у северо-восточного угла ограждения фермы.
 
2.3 Выборчисла и мощности трансформаторов
 
Для данного объекта – молочно-товарной фермыцентрального отделения колхоза «Прогресс» экономически целесообразно принятьодну трансформаторную подстанцию вместо трёх подстанций в существующей схемеэлектроснабжения фермы.
При выборе числа, мощности и типа силовыхтрансформаторов для питания электроприемников фермы и жилых домов отделения «Медведово»будем руководствоваться следующими положениями, изложенными в СН-174-75:
1. Мощностьтрансформаторов должна выбираться с учетом допустимой нагрузки в нормальном ипослеаварийном режиме работы.
2. Числотрансформаторов определяется исходя из обеспечения надежности питания с учётом категориипотребителей.
3. Двухтрансформаторныеподстанции сооружаются при сосредоточении значительных нагрузок в местеустановки подстанций. Электроснабжение электроприемников II категории должно иметь резервирование.
4. Должнаучитываться возможность расширения или развития подстанций с установкой болеемощных трансформаторов на тех же фундаментах.
В качестве критерия выборачисла и мощности трансформаторов принимаем удельную плотность нагрузки фермы:
sуд= Sp/F,(2.1)
где Sp– полная расчетная мощностьэлектроприемников, кВА;
 F– площадь помещений фермы,определяемая по генплану, м2;
 sуд – удельная плотность электрической нагрузкина ферме, кВА/м2.
По данным таблицы 2.1полная расчетная мощность электроприемников молочно — товарной фермы составляетSp= 210 кВА. Из генплана на рис. 2.2 находим F= 5680 м2. Тогда удельная плотность нагрузки фермы составит
 
sуд= 184/5680 = 0,032 кВА/м2.
Ориентировочную номинальнуюмощность трансформаторов выбираем по плотности нагрузки из данных,представленных в таблице 2.4. Эта мощность для основного и резервного трансформаторовсоставляет 160 кВА.
Таблица 2.4 — Зависимость мощности трансформатораот плотности нагрузки []
sуд, кВА/м2 ≤ 0,04 ≤ 0,05 ≤ 0,1 ≤ 0,2
Sт, кВА 160 250 400 630
Минимальное числотрансформаторов i-го потребителя N0.i определим по формуле:
/>,(2.2)
где Рсм.i— активная средняя мощность за наиболее загруженнуюсмену электроприемников фермы, кВт, определяемая по формуле:
 
/>;(2.3)
 
SТ.i– номинальная мощность i-го трансформатора, кВА;
BН.i– нормативный коэффициент загрузкитрансформатора, выбираемый согласно СН174-75 по категориям нагрузок (II-Bн=0,7…0,8; III-Bн=0,9–0,95);
Kм.i – коэффициент максимума нагрузки (принимаемKм.i=1,1 - нагрузка нередко непостоянная).
Имеем из таблицы 2.1 Pp= 184 кВт. Принимаем Bн=0,75. Тогда
 
Рсм = 184/1,1= 167,3 кВт
и минимальное число трансформаторов сучётом потребителей II категории
/> = 1,39.
Полученное значение Nокругляем до большего целого числа, т.е.принимаем N= 2. При выборе мощности трансформаторовнеобходимо учитывать возможность их перегрузки в послеаварийном режиме до 40%продолжительностью не более 6 ч в течение 5 суток. При этом коэффициентзаполнения суточного графика нагрузки трансформатора в условиях его перегрузки всоответствии с ПУЭ должен быть не более 0,8.
Коэффициент загрузкитрансформаторов по 160 кВА предварительно составляет
 
Кз.основн.=184/2/160 = 0,58.
С учётом этого на случайпослеаварийного электроснабжения фермы принимаем второй, резервныйтрансформатор мощностью 160 кВА. В случае отказа основного трансформатора160 кВА, перегрузка резервного трансформатора при питании потребителей II категории (коровники SII= 140 кВА) составит
 
Кз.резерв.= 140/160 = 0,875.
Резервный трансформатор впослеаварийном режиме будет недогружен.
Таким образом, выбранныетрансформаторы мощностью по 160 кВА удовлетворяют и по степени загрузки,и по надёжности электроснабжения.
Одновременно с выборомтрансформаторов производим выбор мощности компенсирующих устройств в сети электроснабженияфермы.
Реактивная мощностьдневного максимума составляет согласно таблице 2.1 Q= 95 квар, активная — Р = 157 кВт,коэффициент мощности в сети фермы cosφ1= 0,876. Наибольшая реактивная мощностьQВн.i, которая может быть внесена израспределительной сети 10 кВ в сеть 0,4 кВi-го приемника без превышения предусмотренного значениякоэффициента загрузки, определяется по формуле:
/>.(2.4)
 
При расчетной реактивнойнизковольтной нагрузке QР.i для максимальногоперетока мощности конденсаторной установки необходимо обеспечить получениеследующего значения реактивной мощности:
Qку.i= Qр.i— QВн.i,(2.5)
где Qку.i — реактивная мощность i-й конденсаторной установки, квар.
Полученное значение Qку.i уточняется до величины Qбкстандартной конденсаторной установки.
Далее проверяютфактический коэффициент Вф.iзагрузки i–го трансформатора после компенсации по условию:
Вф.i= /> ≤ Вн.i.(2.6)
Если это условие несоблюдается, следует увеличить мощность трансформатора. После этого уточняютвеличину реактивной мощности, передаваемую из сети 10 кВ в сеть 0,4 кВ поформуле:

QВн.i=Qр.i— Qбк.i(2.7)
Проведем расчет компенсацииреактивной мощности потребителей фермы. Определяем наибольшую реактивнуюмощностьQВн, которая может быть внесена израспределительной сети 10 кВ в сеть 0,4 кВобъекта
/> квар.
Расчетная реактивнаянагрузка QР, подлежащая компенсированию
QР= Ррtgφ1,
где tgφ1= 0,55 – тангенс угла сдвига фаз в сети докомпенсации реактивной мощности, соответствующий cosφ1= 0,876.
 
QР= 157·0,55 = 86,4 квар.
Реактивная мощностьконденсаторной установки
 
Qку = 181,5 – 86,4 = 95,1 квар.
Полученное значение Qкууточняем до величины Qбк стандартнойконденсаторной установки. Принимаем Qбк =75 квар.
Фактический коэффициент Вфзагрузки трансформатора после компенсации реактивной мощности
 
Вф = /> = 0,59.

Это значение меньшепринятого Вн = 0,75. Следовательно, корректировать расчёт установки длякомпенсации реактивной мощности нет необходимости.
Принимаем к установке напроектируемом объекте закрытую трансформаторную подстанцию Биробиджанскоготрансформаторного завода.
Таблица 2.5 – Параметры сетиэлектроснабжения фермы и электрооборудования трансформаторной подстанции и компенсирующей установки№ Наименование Значение 1. Трансформаторная подстанция КТП №1 ЗКТПБ/М/ 2. Активная расчётная нагрузка, кВт 157 3. Реактивная расчётная нагрузка, квар 95 4. Полная расчётная нагрузка, кВА 184 5.
Общая площадь объекта, м2 5680 6. Категория электроприёмников II и III 7.
/>загрузки транс-ра, />
/> 8.
Удельная плотность мощности, кВА/м2 0,034 9.
Тип и мощность трансформатора:
Основного
Резервного
ТМ — 160
ТМ — 160 10. Вносимая реактивная мощность, квар 181,5 11. Мощность компенсирующей установки, квар 100
2.4 Расчетпотерь мощности в выбранных трансформаторах
 
Расчет потерь мощности в выбранных трансформаторахнеобходим для определения затрат на возмещение потерь электроэнергии.
Потери активной />(кВт) и реактивной />(квар) мощностей втрансформаторах определяют по формулам:

/>,(2.8)
/>,(2.9)
где /> и /> - потери холостого хода икороткого замыкания, кВт;
/> - ток холостого хода трансформатора,%;
uкз — напряжение короткого замыканиятрансформатора, %;
N — количество трансформаторов;
/> — фактическийкоэффициент загрузки трансформаторов.
Уточняем нагрузку в сети0,4 кВ с учетом реальных потерь в выбранных трансформаторах:
/>. (2.10)
Из справочных данныхнаходим для трансформатора ТМ160/10 мощностью 160 кВА с первичным напряжением10 кВ его параметры:
 
ΔРхх= 0,56 кВт; ΔРкз = 2,65 кВт; ixx= 2,4%; uкз= 4,5%.
Рассчитаем потериактивной мощности в трансформаторах:
 
ΔРТ1+Т2= 2(0,56 + 2,65·0,55) = 4,04 кВт.
Потери реактивноймощности:
 
ΔQT1+Т2= 2·160(0,024+0,045·0,55) = 14,02 квар.
Результаты расчёта потерьвносим в таблицу 2.6.
Уточним нагрузку фермы сучетом реальных потерь в выбранных трансформаторах. В нормальном режиме работысети 0,4 кВ с исходными данными:
Расчётные мощностипотребителей от трансформатора Т1
 
Рр1 = 112 кВт; Qр1= 85 квар (см. табл. 2.1)
ΔРТ1 =2,02 кВт; ΔQT1= 7,01 квар.
Максимальная нагрузка натрансформатор Т1
/> кВА.
Таблица 2.6 — Расчет потерьмощности в трансформаторах№ nn Параметр Трансформаторы Т1, Т2 ТМ 160/10 1.
Количество, n, шт
Мощность, ST, кВА
2
160 2.
Потери холостого хода, ΔPхх, кВт 0,56 3.
Потери короткого замыкания, ΔPкз, кВт 2,65 4.
Ток холостого хода, iхх, % 2,4 5.
Напряжение КЗ, uкз, % 4,5 6.
Коэффициент загрузки, Вф 0,55 7.
Активные потери, ΔРТi, кВт 2х2,02 8.
Реактивные потери, ΔQTi,квар 2х7,01
Потери в нормальном режиме, ΔРТ1/ΔQT1 2,02 кВт/7,01 квар
Потери в поставарийном режиме, ΔРТ1/ΔQT2 2,02 кВт/7,01 квар
Расчётные мощностипотребителей от трансформатора Т2
 
Рр2 = 72 кВт; Qр2= 10 квар (см. табл. 2.1)
ΔРТ2 =2,02 кВт; ΔQT2= 7,01 квар.

Максимальная нагрузка натрансформатор Т2
/> кВА.
В послеаварийном режиме работысети 0,4 кВ только для потребителей II категории надёжности (работает только Т1):
 
Рр1 = 112 кВт; Qр1= 85 квар (см. табл. 2.1)
ΔРТ1 =2,02 кВт; ΔQT1= 7,01 квар.
Максимальная нагрузка натрансформатор Т1
/> кВА.
Полученные данныерасчетов сводим в таблицу 2.7.
Таблица 2.7 – Расчётныенагрузки с учетом реальных потерь в трансформаторах
№
nn Параметр Режим работы сети Нормальный Послеаварийный Т1 Т2 Т1 Т2 1.
Активная мощность, Рр, кВт 112 72 112 - 2.
Активные потери, ΔРТi, кВт 2,02 2,02 2,02 - 3.
Реактивная мощность, Qp, квар 85 10 85 - 4.
Реактивные потери, ΔQTi,квар 7,01 7,01 7,01 - 5.
Мощность БК, Qбк, квар 75 75 75 - 6.
Полная мощность, Sp, кВА 146,5 76 146,5 -
2.5 Выбори расчёт сечений линий электропередачи 0,4 кВ
Определение числа линийэлектропередачи 0,4 кВ
В настоящее время принятыследующие основные принципы построения схем внутреннего электроснабжения:
1. Число отходящихот трансформаторной подстанции линий не должно превышать 4-х.
2. Работа линий итрансформаторов должна быть раздельной, так как параллельная работа приводит кувеличению токов КЗ, удорожанию релейной защиты, особенно на коротких линияхвнутри объекта.
3. Воздушные линиинапряжением 0,38 кВ располагают преимущественно вдоль одной стороны дорог.
Распределениеэлектроэнергии по рекомендациям СН-174-75 может быть выполнено радиальной,магистральной или смешанной схемой. Выбор зависимости от территориальногоразмещения нагрузок, их величины, от требуемой степени надёжности питания идругих характерных особенностей проектируемого объекта.
В практике проектированияэлектроснабжения предприятий крупные и ответственные потребители обычно подсоединяютсяк источнику электроэнергии по радиальным схемам. Средние и мелкие потребителигруппируются, а их электроснабжение проектируется по магистральному принципу. Такоерешение позволяет создать схему внутреннего электроснабжения с наилучшимитехнико-экономическими показателями.
Основываясь на принципахпостроения внутренних сетей предприятия и учитывая особенности проектирования электроснабженияфермы, принимаем смешанную схему сети 0,38 кВ из 4-х линий. Две линии (схема нарис. 2.3) 1 и 4 от трансформатора Т1 питают 4 коровника (потребители II категории №№ 2, 4 и 15), родильноеотделение (№3), телятник (№8) и водонасосную станцию (№14). Другие две линии 2и 3 снабжают электроэнергией сенохранилище и хранилище сочных кормов (потребители№13 и 11), весовую, 3 телятника, откормочное и конюшню (№ № 5-7, 9, 10) от Т2.
Выбор расчётной схемысети 0,38 кВ и расчёт нагрузок линий
Расчётную схему линий 0,38кВ составим для дневных нагрузок, используя генплан фермы на рис. 2.2, и покажемна рисунке 2.3.
С учётом коэффициента коодновременности активную расчётную нагрузку i-й линии определим по выражению:
РЛ.i= ко·/>,(2.11)
где РД.i– дневная нагрузка i-го потребителя в данной линии. Если нагрузкипотребителей различаются более чем в 4 раза, наименьшие нагрузки РД.jскладываем без учёта коэффициентаодновременности в соответствии с формулой:
РЛ.i= ко·/>+/>.(2.12)
Полная расчётная мощностьопределяется с учётом коэффициента мощности нагрузок
Sр= РЛ.i/cosφ.(2.13)
В соответствии с расчётнойсхемой определим расчётные нагрузки линий.
Линия 1:ко= 0,85;cosφ14,15= 0,78;
РЛ.1 = 0,85(10+20) = 25,5 кВт;
SрЛ1= 25,5/0,78 ≈ 33 кВА.
Линия 2:ко= 0,85;cosφ13= 0,78; cosφ11= 0,86;
РЛ.2 =0,85(10 + 5)= 12,8 кВт;
SрЛ2= 8,5/0,78 +4,25/0,86 ≈ 16кВА.
Линия 3:ко= 0,8;cosφ6,7,12=1; cosφ5,9= 0,86;
РЛ.3 =0,8(10+5+5)+(3 +1) = 20 кВт;
SрЛ3=10+10/0,86+3+1 ≈ 28 кВА.
Линия 4:ко=0,85;cosφ1,3=1; cosφ2=0,82; cosφ4=0,78; cosφ8=0,86;
РЛ.4 = 0,85(45+20)+(6+6 +5) = 72,25 кВт;
SрЛ4=6+6+45/0,82+20/0,78+5/0,86 ≈ 88кВА.
Линию 1, проходящуювблизи воздушных линий 10кВ, выполним кабелем, чтобы избежать пересечениявоздушных линий. Остальные линии принимаем воздушными линиями электропередачи.
Выбор сечения проводов ирасчёт потерь напряжения
Прокладку кабеля потерритории фермы осуществляем в воздухе. Предусматриваем применение кабелямарки ААШв с алюминиевыми жилами в алюминиевой защитной оболочке с наружнымпокровом из поливинилхлоридного шланга.
Выбор сечения кабельнойлинии осуществляем по экономической плотности тока iэк с дальнейшей проверкой потехническим условиям. К техническим условиям относят проверку сечений понагреву расчётным током в режиме наибольших нагрузок и послеаварийном режиме.
Нестандартноеэкономически целесообразное сечение кабеля Fэ выбираем по экономической плотноститока по формуле:
FЭ= Ip/iЭк,(2.14)
гдеIр – расчётный ток кабельной линии, А.
Согласно ПУЭ [3] пригодовом максимуме нагрузки Тмакс и использовании вкачестве проводника – алюминия iЭк=1,4 А/мм2.
Расчётный ток кабельнойлинии определяем по формуле:
/>, А(2.15)
гдеSp – полная расчётная мощностьэлектроприёмников в линии, кВА.
Расчётный ток линии 1
 
/>= 50,1 А.
Сечение жилы кабеля линии1
 
FЭ.Л1= 50,1/1,4 = 35,8 мм2.
Полученное значениесечения жилы округляем до меньшего стандартного значения. Принимаем[2]FЭ.ст= 35мм2 (r=0,89 Ом/км; х0=0,064 Ом/км).
Так как кабель проложен ввоздухе, то для данного сечения кабеля
Iдоп = 65 А.
Найденное по справочникусечение проверяем по нагреву.
В нормальном рабочемрежиме:
Кt· КаIдоп ≥ Iр,(2.16)
гдеКt – коэффициент учёта температурысреды, отличной от расчётной;
Ка – коэффициент учёта расстояния всвету между кабелями, проложенными рядом и их количеством;
Iдоп – длительный допустимый ток для кабеля,А.
Принимаем Кt=1, т.к. длительно допустимая температура жилы кабеля сбумажной изоляцией на напряжение 0,66 кВ составляет +650С, а температурасреды составляет +15о С. Тогда в соответствии с формулой (2.16) имеем
 
65А > 50А,
следовательно, сечениежил кабеля проходит в нормальном рабочем режиме. В послеаварийном режиме,учитывая возможность 30 % перегрузки линии:
1,3 Кt· КаIдоп ≥ Iп/ав,(2.17)
гдеIп/ав – максимальное значение тока кабеляв послеаварийном режиме, которое определяется для однотрансформаторнойподстанции с резервированием формулой:
/>.(2.18)
Максимальное значениетока кабеля в послеаварийном режиме
 
/> ≈ 60 А.
Условие (2.17) дляпослеаварийного режима
 
1,3·65 = 84,5 А > 60А.
Данное условие такжевыполняется.
К техническим условиямотносят также проверку по потере напряжения:
- в рабочем режиме:
/> ≤ 5%(2.19)
- в послеаварийномрежиме:
/> ≤ 10%(2.20)
гдеl – длина кабельной линии, км;
х0, r– удельные активное и индуктивноесопротивления жилы кабельной линии, Ом/км.
Находим потерю напряженияв кабеле в рабочем и послеаварийном режимах:
/> = 2,1% 5%.
Проверка сечений потермической стойкости проводится после расчётов токов короткого замыкания.
Далее определяем потери вкабельной линии:
-активной мощности
/>, кВт(2.21)
-реактивной мощности
/>, квар(2.22)
-активной электроэнергии
/>, МВтч/год,(2.23)
где /> - потери в изоляциикабеля, определяемые как
/>.(2.24)
Так как, /> - величина сравнительнонебольшая и в расчётах учитывается только при высоких напряжениях;
t — время максимальных потерь,определяемое по формуле:
/>, ч(2.25)
где Тм=4500ч – для двухсменной работы при продолжительности смены равной 8 часов. Тогда /> ч.
Определяем потериактивной мощности в кабельной линии 1:
 
Ркл1 =3·50,1·0,12·0,89 = 0,016 кВт.
Потери реактивноймощности в этой же линии 1:
 
Qкл1= 3·50,1·0,12·0,064 = 0,001 вар.
Потери активнойэлектроэнергии в кабельной линии 1:
 
ΔWКл1= 0,016·2846 = 45,5 кВт·ч/год.
Рассчитаем сеченияпроводов воздушных линий электропередачи и потери напряжения в них, используя дляучастка линии формулу:
ΔUучастка = ΔUуд·Sрасч.участка·lучастка.
Принимая провод 3А35+А35 (r0= 0,83 Ом/км) для участкаΔU2-1-11и провод 3А50+А50 (r0= 0,588 Ом/км) для остальных участков, рассчитаем потеринапряжения на участках линии 2:

 
ΔU2-1-11= 0,83·5·0,104 = 0,43%;
ΔU2-2-1= 0,588·16·0,132 = 1,24%;
ΔU2-2-1-13= 0,588·10,9·0,031 = 0,2%.
Наибольшая потерянапряжения в линии 2 составит сумму потерь на участках:
ΔU2макс= ΔU2-2-1+ ΔU2-1-11;
ΔU2макс= 1,24+ 0,43 = 1,67% ΔUдоп=5%.
Следовательно, выбранныесечения проводов удовлетворяет условию по допустимой потере напряжения в линии2. Принимаем провод 3А35+А35 на участках ΔU3-3-9, ΔU3-3-7, ΔU3-3-6, ΔU3-2-5, ΔU3-1-12, остальные участки выполним проводом 3А50+А50 (r0= 0,588 Ом/км). Потери напряжения на участках линии 3:
 
ΔU3-3-9= 0,83·4,6·0,036 = 0,14%;
ΔU3-3-7= 0,83·10·0,025 = 0,21%;
ΔU3-3-6= 0,83·3·0,015 = 0,04%;
ΔU3-2-3-3= 0,588·17,6·0,062 = 0,64%;
ΔU3-2-5= 0,83·4,7·0,085 = 0,33%;
ΔU3-1-3-2= 0,588·27,2·0,105 = 1,68%;
ΔU3-1-12= 0,83·0,8·0,016 = 0,01%;
ΔU3-3-1= 0,588·28·0,121 = 1,99%.
Наибольшая потерянапряжения в линии 3 состоит из потерь на участках:
ΔU3макс= ΔU3-3-1+ ΔU3-1-3-2+ ΔU3-2-3-3+ ΔU3-3-7;
ΔU3= 1,99 + 1,68 + 0,64 + 0,21 = 4,52%ΔUдоп=5%.
Принимаем провод 3А70+А70(r0= 0,42 Ом/км) для участков ΔU4-4-1, ΔU4-1-4-2, ΔU4-2-4-2-1, ΔU4-2-1-2-2, для ΔU4-1-2, ΔU4-1-2и ΔU4-2-2-4 — провод 3А50+А50 и провод 3А35+А35- для ΔU4-2-2-8, ΔU4-2-1-3.Тогда потери напряжения на участках линии:
 
ΔU4-2-2-8= 0,83·5·0,049 = 0,20%;
ΔU4-2-2-4= 0,42·21,8·0,042 = 0,38%;
ΔU4-2-1-2-2= 0,42·26,8·0,038 = 0,43%;
ΔU4-2-1-3= 0,83·6·0,042 = 0,21%;
ΔU4-2-4-2-1= 0,42·32,8·0,121 = 1,67%;
ΔU4-2-1= 0,588·6·0,015 = 0,05%;
ΔU4-1-4-2= 0,42·38,8·0,095 = 1,55%;
ΔU4-1-2= 0,588·46,7·0,035 = 0,96%;
ΔU4-4-1= 0,42·85,5·0,046 = 1,65%.
Наибольшая потерянапряжения в линии 4 складывается из потерь на участках:
ΔU4макс= ΔU4-4-1+ ΔU4-1-4-2+ ΔU4-2-4-2-1+ ΔU4-2-1—2-2;
ΔU4= 1,65 + 1,55 + 1,67 + 0,43 = 4,47%ΔUдоп=5%.
2.6 Конструкциялиний электропередачи напряжением 0,38 кВ
Для воздушных линийпринимаем железобетонные опоры на основе стойки СВ-10,5-5 (длина стойки 10,5м идопустимый изгибающий момент не более 5т·м). Глубину заложения опор в грунтпринимаем равную 2,5 м.
Пролёты между опорамивозушных линий принимаем:
· для проводов А70- 37 м;
· для проводов А50– 40 м;
· для проводов А34– 45 м,
 длины ответвлений квводам в здания – не более 10м.
Крепление проводоввыполним на изоляторах ТФ-20. Крепление проводов на промежуточных опорах выполнимпроволочными скрутками, а на концевых опорах – зажимами плашечными типа ПА.
Траверсы присоединяем проводникамидиаметром 6 мм к нулевому проводу посредством зажимов ПА.
Для заземления опориспользуем один из стежрней стойки, к которому с двух сторон привариварены заземляющиеэлементы.
В качестве шинопроводов0,4 кВ принимаем шинопровод ШРА73-400 с параметрами:
 
Iн ≤ 400А, Uн = 380 В,
rф= 0,15мОм/м,
 хф=0,17мОм/м,
rN=0,162мОм/м,
хN=0,164мОм/м,
lш=0,7м.
Повторные заземлениянулевого провода принимаем Rп.з.≤ 30 Ом.

3. Выбороборудования и защиты линий сети электроснабжения
 
3.1 Выборпредохранителей в сети 0,38 кВ и проверка защиты
 
Предохранители для линий0,38 кВ выбираем по напряжению сети и рабочему току в начале линии из условий:
Uпр ³ Uсети и Iпр ³ Iл.(3.1)
Параметры линий ивыбранных [4] предохранителей сводим в таблицу 3.1.
Таблица 3.1 — Параметрыпредохранителей в сети 0,38 кВ
Линия
№
Рабочий ток
линии Iл, А Параметры предохранителя Тип
Номинальный ток предохранителя,
А
Номинальный ток плавкой
вставки,
А
Предельный ток отключения при
U =380 В, кА 1 50,1
ПП 40
(ТУ16-90 ИГПН 646727.001ТУ) 25-630 63 200 2 24,3 40 3 42,6 63 4 130 160
Как следует из таблицы3.1, выбранные предохранители удовлетворяют условиям (3.1). Для проверкипредохранителей на отключающую способность и быстродействие необходимоопределить возможные максимальные и минимальные токи короткого замыкания.
3.2 Расчёттоков короткого замыкания в сети 0,38 кВ
Составим схему замещения линии1 электропередачи сети 0,38 кВ. Намечаем на схеме замещения расчётные точки 1 и14. В точке 15 ток однофазного КЗ не учитываем, т.к. он заведомо больше, чем вточке 14 (длина участка до т. 15 короче, чем до т.14). Рассчитываем параметрысхемы замещения линии 1.
Сопротивления прямойпоследовательности трансформатора [4], приведённые к ступени низшего напряжения
rT1= />17,5 мОм;
хТ1 = />41,5 мОм.Активноеи индуктивное сопротивления нулевой последовательности трансформатора Т1,обмотки которого соединены по схеме «звезда-звезда с нулем», принимаем поданным таблицы п.5.3 [4] rT=10 rT1=175 мОм; хТ0 = 7 хТ1 =290,5 мОм.Сопротивленияпрямой последовательности с учётом двух болтовых соединений на фазу шинопроводаШРА73-400:
 
rш1= 0,006·2 + 0,15∙0,7 = 0,012 +0,105 = 0,1117 мОм;
хш1 = 0,17∙0,7= 0,119 мОм.Активноеи индуктивное сопротивления нулевой последовательности фазы шинопроводапринимаем по рекоменциям [4] как
 
rш0= rш1+ 3rN= 0,105 +3·0,162 = 0,591 мОм;
хш0 =7,5 хш1= 7,5·0,119 = 0,893 мОм.
Активное и индуктивноесопротивления прямой последовательности участка 1-2 кабельной линии с жиламиА35 (r= 0,89 Ом/км, х0= 0,064Ом/км):
 
r1-21= 0,89·0,09 = 80 мОм;
х1-21 =0,064·0,09 = 5,8 мОм.
Полное сопротивлениенулевой последовательности участка 1-2 из кабеля ААШв (табл.п.6.13 [4]):
 
z1-20= 1,83·0,09 = 164,7 мОм.
Для участка 2-14 кабельнойлинии:
 
r2-141 = 0,89·0,033 = 29,4 мОм;
х2-141 = 0,064·0,033= 2,1 мОм;
z2-140 = 1,83·0,033 = 60,4 мОм.
Определяем сопротивленияпрямой последовательности до точки 1
 
R1Σ= 17,5 + 0,117 = 17,62 мОм;
Х1Σ =41,5 + 0,119 = 41,62 мОм
и рассчитываем токтрёхфазного КЗ в этой точке 1:
IКЗ.макс = />5,1 кА.
Проверяем предельную отключающуюспособность предохранителя ПП 40 с предельным током вставки Iпр= 200 кА:
Iпр≥ />;(3.2)
 
Iпр= 200 кА ≥ />·1,5·5,1 = 10,8 кА.
Условие (3.2)выполняется, значит, выбранный предохранитель ПП 40 при максимальном расчётномтоке КЗ не разрушится. Рассчитаем минимальный ток КЗ в точке 14. Суммарныесопротивления линии до точки 14 равны
 
r1Σ= 17,62 + 29,4 = 47,02 мОм;
х1Σ =41,62 + 2,1 = 43,72 мОм;
z0Σ= 164,7 + 60,4 = 225,1 мОм.
Ток однофазного КЗ вточке 14 будет равен
 
/>2,4 кА.
По графику время — токовойхарактеристики плавкой вставки (рис.6.2 [4]) принятый предохранитель при токе2,4 кА разорвёт цепь за 0,05 с. Следовательно, выбранный предохранитель ПП 40проходит.
Проверим чувствительностьи быстродействие защит линий 4, 2 и 3 предохранителями ПП 40 с плавкимивставками на 160А, 40А и 63А.
Сопротивления прямойпоследовательности до точек «0» линий:
 
R1Σ= 17,5 + 0,117 = 17,62 мОм;
Х1Σ =41,5 + 0,119 = 41,62 мОм
и рассчитываем токтрёхфазного КЗ в этой точке «0»:
IКЗ.макс = />5,1 кА.
Предельная отключающаяспособность предохранителей ПП 40 с предельным током Iпр= 200 кА:
 
Iпр= 200 кА ≥ />·1,5·5,1 = 10,8 кА.
Предохранители выбраныправильно по предельной отключающей способности и не разрушатся примаксимальном токе КЗ
Таблица 3.2–Результатырасчёта параметров схем замещения ВЛ0,4 кВ
Элемент
цепи
Сопротивления прямой
последовательности, мОм
Сопротивления обратной
последовательности, мОм активное реактивное активное реактивное Трансформатор 17,5 41,5 175 290,5 Шины РУ 0,4 0,117 0,119 0,591 0,893
Участки
линии
№ 2
0а
 r0=0,588Ом/км
77,6
x0=0,297 Ом/км
39,2 1,18 0,62
а13
 r0=0,588Ом/км
11,7
x0=0,297 Ом/км
6,2
а11
 r0=0,83 Ом/км
86,3
x0=0,308 Ом/км
32,0 1,7 0,64
Участки
линии
№ 3
0а
r0=0,588Ом/км
71,1
x0=0,297 Ом/км
35,9 1,18 0,62 аб
r0=0,588Ом/км
63,5
x0=0,297 Ом/км
32,1 бв
r0=0,588Ом/км
36,5
x0=0,297 Ом/км
18,4 а12
r0=0,83 Ом/км
13,3
x0=0,308 Ом/км
4,9 1,7 0,64 б5
r0=0,83 Ом/км
70,5
x0=0,308 Ом/км
26,2 в6
r0=0,83 Ом/км
12,4
x0=0,308 Ом/км
4,6 в7
r0=0,83 Ом/км
20,7
x0=0,308 Ом/км
7,7 в9
r0=0,83 Ом/км
29,9
x0=0,308 Ом/км
11,1
Участки
линии
№ 4 0а
r0=0,42Ом/км
19,3
x0=0,283 Ом/км
13,0 0,84 1,62 аб
r0=0,42Ом/км
39,9
x0=0,283 Ом/км
26,9 бв
r0=0,42Ом/км
51,2
x0=0,283 Ом/км
34,5 вг
r0=0,42Ом/км
16,0
x0=0,283 Ом/км
10,7 г4
r0=0,42Ом/км
17,6
x0=0,283 Ом/км
11,9 а2
 r0=0,588Ом/км
21,8
x0=0,297 Ом/км
11,0 1,18 0,62 б1
r0=0,83 Ом/км
12,4
x0=0,308 Ом/км
4,6 1,7 0,64 в3
r0=0,83 Ом/км
34,9
x0=0,308 Ом/км
12,9 г8
r0=0,83 Ом/км
40,7
x0=0,308 Ом/км
15,1
Определим минимальныетоки КЗ в линиях. С учётом схемы линии 2 суммарные сопротивления от точки «0» доточки «11»:
 
r1Σ= 17,62 + 77,6 + 86,3 = 181,5 мОм;
х1Σ =41,62 + 39,2 + 32 = 112,8 мОм;
rΣ= 175,591 + 1,18 + 1,7 = 178,5 мОм;
х0Σ =291,393 + 0,62 + 0,64 = 292,6 мОм.
Суммарные сопротивления отточки «0» до точки «13»:
 
r1Σ= 17,62 + 77,6 + 11,7 = 106,9 мОм;
х1Σ =41,62 + 39,2 + 6,2 = 87,0 мОм;
rΣ= 175,591 + 2·1,18 = 177,9 мОм;
х0Σ =291,393 +2·0,62 = 292,6 мОм.
Ток однофазного КЗвоздушной линии
/>,(3.3)
где КСЗ = 0,77с учётом трёхметровой длины вертикальных заземлителей и III зоны климата;
KR= KX= 0,96 – поправочные коэффициенты назаземлители.
 
/>1,044 кА.
/>1,332 кА.
По наименьшему из токовКЗ проверяем быстродействие предохранителя с номинальным током плавкой вставки40А. Быстродействие плавкой вставки 40А при токе 1,044 кА составляет 1с. ПредохранительПП40 удовлетворяет.
Из анализа схемызамещения линии №3 видно, что наименьшие токи КЗ могут возникнуть в точке «5»или в точке «9». Определим суммарные сопротивления от точки «0» до точки «5»:
 
r1Σ= 17,62 + 71,1 + 63,5 + 70,5 = 222,7мОм;
х1Σ =41,62 + 35,9 + 32,1 + 26,2 = 135,8 мОм;
rΣ= 175,591 + 2·1,18 + 1,7 = 179,6мОм;
х0Σ =291,393 + 2·0,62 + 0,64 = 293,3 мОм.
Ток однофазного КЗ вточке «5» воздушной линии №3:
/>0,894 кА.
Суммарные сопротивления влинии №3 от точки «0» до точки «9»:
 
r1Σ= 17,62 + 71,1 + 63,5 + 36,5 + 29,9= 218,6 мОм;
х1Σ =41,62 + 35,9 + 32,1 + 18,4 +11,1 = 139,1 мОм;
rΣ= 175,591 + 3·1,18 + 1,7 = 180,8мОм;
х0Σ =291,393 + 3·0,62 + 0,64 = 293,9 мОм.
Ток однофазного КЗ вточке «9» воздушной линии №3:
 
/>0,893 кА.
Так же ток КЗ, равный893А, приведёт к расплавлению плавкой вставки 63А, защищающей линию №3 за времяоколо 1,4 с, что приемлимо.
На основании анализасхемы замещения линии №4 принимаем, что наименьший ток КЗ будет в точке «8».Определим суммарные сопротивления до этой точки:
 
r1Σ= 17,62 + 19,3 + 39,9 + 51,2 + 16 +40,7 = 184,7 мОм;
х1Σ =41,62 + 13 + 26,9 + 34,5 + 10,7 + 15,1 = 141,8 мОм;
rΣ= 175,591 + 4·0,84 + 1,7 = 180,6мОм;
х0Σ =291,393 + 4·1,62 + 0,64 = 298,5 мОм.
Ток однофазного КЗ вточке «8» воздушной линии №4:

 
/>0,973 кА.
Видим, что ток 973А,расплавит плавкую вставку на 160А за 1,2 с.
3.3Проверка кабельной линии на термическую стойкость
 
Проверка кабельной линиина термическую стойкость определяет условие выбора минимального сечения кабеля,при котором нагрев за время действия тока КЗ был меньше допустимого. Этосечение по формуле:
Fмин= />,
 
где с = 90 – длякабелей с аллюминевыми жилами напряжением до 10 кВ;
Iу- действующее значение установившегося тока КЗ;
tф — фактическое время действия тока КЗ, берем tф=0,02+0,1=0,12с.
Если Fмин окажется больше сечения кабеля,выбранного по другим условиям, то сечение кабеля следует увеличить до новогостандартного сечения. Определяем минимально возможное сечение кабеля:
 
Fмин= />=19,6 мм2.
Сравниваем полученноесечение с выбранным ранее А35, сечение которого составляет 35 мм2,т.е. выполняется условие
 
Fмин= 19,6 мм2 Fкаб= 35 мм2.
Таким образом, кабель,выбранный ранее для линии 1 по экономической плотности тока, по термическойстойкости также проходят.
3.4 Выбор трансформаторнойподстанции
 
Принимаем дляэлектроснабжения фермы в с. Медведово трансформарную подстанцию закрытого типа надва трансформатора 10/0,4кВ типа В-42-5-400М4 с АВР. Конструкция подстанциивключает двухэтажное здание, силовые трансформаторы Т1 и Т2 мощностью по 160кВА, РУ 10кВ и щит 0,4кВ. Конструкция здания позволяет использоватьтрансформаторы мощностью до 400 кВА для перспективного увеличения нагрузки.
РУ 10кВ расположено на2-м этаже здания и укомплектовано камерами одностороннего обслуживания типаКСО-366. Дя резервного ввода установлены две камеры КСО-272.
Щит 0,4 кВ расположен на1-м этаже и укомплектован панелью отходящих линий и распределительными панелямисерии ЩО70. Здесь же смонтированы групповые щитки электрического освещения,обогрева и вентиляции, кнопочный пост управления и магнитный пускательаварийной вентиляции, а также шкафы счётчиков электроэнергии и трансформатор 220/36Времонтного освещения. Защита групповых щитков выполнена плавкимипредохранителями. Для обогрева счётчиков электроэнергии использованы лампынакаливания 100 Вт 220В. Технологический обогрев камер КСО – 366 и КСО – 272 вРУ 10кВ производится двумя электропечами, включаемыми автоматически притемпературе в помещении подстанции ниже -200С. Аварийная вытяжнаявентиляция, осуществляется в соответствии с ПУЭ [5], и рассчитана на 5-кратныйобмен воздуха в течение часа.
В камерах силовыхтрансформаторов размещены разрядники РВН-1У1, которые присоединены к выводам0,4кВ. В силовых цепях РУ 10кВ устанавливаем выключатели нагрузки ВНР-10 иВНР-10п, а также масляный выключатель ВМПП-10 с разъединителями типа РВФЗ-10.
Заземление секций сборныхшин 10кВ (принята одинарная, разделённая на две секции система шин) выполненостационарными заземляющими ножами РВ-10. Разрядники и трансформаторы напряжения(для учёта электроэнергии на стороне 10кВ) подключены через разъединители типаРВЗ-10.
Конструкция подстанции10/0,4 кВ с трансформаторами представлена на рис. 3.12. Принципиальная схемацепей подстанции приведена на рис. 3.13. Для выбора трансформаторов тока вРУ-10 кВ определим расчётный ток в линии 10 кВ:
Iр= />;Iр= /> =9,2 А.
Принимаем к установке трансформаторытока ТП-10 с коэффициентом трансформации
кТ = 30/5 =6.
Присоединение 4-х линий кшинам 0,4 кВ предусмотрено через рубильники и предохранители. Сечение сборныхшин щита 0,4 кВ принято из расчёта максимально возможной мощности силовоготрансформатора 400 кВА с учётом перегрузки до 40% и проверкой на динамическую итермическую устойчивость при трёхфазном КЗ.
Предусмотрено АВР нашинах 0,4 кВ включением секционного автомата при пропадании напряжении на однойиз секций шин 0,4 кВ или отключении одного из силовых трансформаторов.
АВР 10 кВ реализуетсявыключателем Q3 на резервном вводе (рис. 3.13)после отключения рабочего ввода выключателем нагрузки Q4.

 
3.5 Расчётрелейной защиты подстанции
 
Для защитытрансформаторов Т1 и Т2 подстанции выполним расчёт токовой отсечки мгновенногодействия. Исходные данные для расчёта и расчётная схема: линия 10 кВ выполненапроводом А50 (r0 = 0,588 Ом/км, х0= 0,42Ом/км), нагрузка – трансформатор ТМ160/10/0,4.
Принимаем для защитывторичное реле прямого действия РТМ и сопутствующие ему параметры: кн= 1,4; ксх = 1(схема соединения трансформаторов тока – «неполнаязвезда»). Принимаем также трансформаторы тока ТПЛ-10 с коэффициентомтрансформации кТ = 30/5 = 6.
Уставку тока срабатываниядля реле РТМ принимаем из условий [4]
/>;
/>.
Рассчитаем полноесопротивление трансформатора:
ZT= />;
ZT= />28,1Ом.
Определим полноесопротивление линии 10 кВ:
Zл= />;
Zл= />3,6Ом.

Тогда ток трёхфазного КЗв точке К1:
/>;
/>182 А.
Для определениясуммарного намагничивающего тока трансформаторов учтём, что от одной линии питаютсядва трансформатора, следовательно:
/>;
/>18,5А.
 
Ток уставки завыключателем Q1:
IТО ³/>= 42,5 А;
IТО ³/>=13,9 А.
 
Принимаем большеезначение тока уставки токовой отсечки 42,7 А.
Чувствительность токовойотсечки защиты трансформаторов к двухфазным КЗ
кч = />;
кч = />3,18.

 
Полученное значение чувствительноститоковой отсечки больше значения 1,5, которое требуется для надёжной защитытрансформаторов. Следовательно, выбранные параметры и выполненный расчёт можносчитать удовлетворительным.

4. Молниезащитаи заземление электрооборудования подстанции
4.1 Защита подстанции отперенапряжений
 
Перенапряжения в электрических сетях могут бытьгрозовыми, возникающими при ударах молнии, например, в линию электропередачиили вблизи неё, и внутренними, которые связаны с коммутациями в аппаратах управления,дуговыми замыканиями на землю и резонансными явлениями.
Проектирование защиты от грозовых перенапряженийсводится к обоснованному выбору длины защищаемых подходов линий к подстанции,трубчатых разрядников, устанавливаемых на этих линиях, а также выбору числамест установки и типа вентильных разрядников на подстанции.
В сетях 10 кВ, работающих с изолированной нейтралью, следуетпредусматривать предотвращение самопроизвольного смещения нейтрали включением вцепь вторичной обмотки трансформаторов напряжения, соединённой в разомкнутыйтреугольник, резистор сопротивлением 25 Ом и мощностью 400 Вт.
Принимаем для защиты подходов к подстанции питающих линийэлектропередачи 10 кВ от грозовых перенапряжений на рабочем и резервном вводахв подстанцию комплекты разрядников типа РДИ, разработанных в ОАО «НПО Стриммер».Разрядный элемент РДИ,вдоль которого развивается скользящий разряд, имеет длину, превышающую внесколько раз длину импульсного перекрытия защищаемого изолятора линии. Этаособенность обеспечивают более низкое разрядное напряжение при грозовомимпульсе по сравнению с разрядным напряжением защищаемой изоляции. Сочетание большойдлины с низким напряжением искрового разряда приводит к тому, что вероятностьустановления дуги КЗ практически сводится к нулю.
Согнутыйпетлей изолированный металлический стержень при помощи зажима прикреплен кштырю изолятора. В средней части петли поверх изоляции установлена металлическаятрубка на некотором расстоянии от провода линии. Потенциал петли и опорыодинаков, а между металлической трубкой и металлической жилой петлиотносительно большая емкость. Из-за этого все перенапряжение, приложенное междупроводом и опорой, оказывается приложенным между проводом и трубкой. Призначительном перенапряжении искровой промежуток пробивается, и перенапряжениеприкладывается между трубкой и металлической жилой петли к её изоляции. Поддействием перенапряжения с трубки вдоль поверхности петли, по-одному или пообоим ее плечам, развивается скользящий разряд. Он развивается до тех пор, покане замкнётся на узле крепления, гальванически связанном с опорой. Благодарябольшой длине перекрытия по поверхности петли импульсное перекрытие не переходит в силовую дугу промышленной частоты.
Вследствиеэффекта скользящего разряда вольтсекундная характеристика разрядникарасположена ниже, чем изолятора, т.е. при воздействии грозового перенапряженияразрядник перекрывается, а изолятор нет.
Защиту РУ – 10 кВ трансформаторной подстанции от внутреннихперенапряжений, коммутационных или резонансных явлений, а также от дуговыхзамыканий на землю выполним комплектами вентильных разрядников типа РВО-10.
 
4.2 Защита подстанции отпрямых ударов молнии
 
Для защиты подстанции от прямых ударов молнии осуществляютстержневыми молниеотводами. ПУЭ [2] допускают установку стержневых молниеотводвна линейных порталах подстанций вместо отдельных фундаментов. Расчёты защитымолниеотводами сводятся к выбору их высоты, количества и мест установки присоблюдении условия, что всё обрудование подстанции попадает в зоны защиты.Размеры подстанции с трансформаторами 2х160 кВА составляют в плане 5,5 х 5 м2,высота здания hx= 7,6 м ивысота силовых трансформаторов h= 4 м. Удельное сопротивление грунта площадки ρ =150 Ом·м.
Ожидаемое число поражений молний за год незащищенногообъекта
N = (l + 7h) · (m + 7h) · n · T · 10-6,
где n = 0,06 – число ударов молнии на 1 км2земли за 1 ч. грозы, 1/(км2·ч);
 Т–средняя интенсивность грозовой деятельностив местности (60ч/год);
l – длина подстанции, м;
m – ширина подстанции, м;
h – наибольшая высота объекта, м.
 
N = (5,5 + 7·8,25) · (5 + 7·8,25) ·0,06 · 60 · 10-6 = 0,014 ударов/год.
Это значит, 1 удар может случиться за 7 лет, чтонедопустимо. При наличии защиты стержневым молниеотводом с вероятностью прорыва10-2, т.е. один удар молнии из 100 может поразить защищаемый объект,поражение возможно лишь один раз в 240 лет.
Принимаем вариант защиты подстанции одним стержневым молниеотводом,установленном на концевой опоре высотой Н = 12 м. Определим высотумолниеотвода [3] из условия защиты угла подстанции на высоте hx= 7,6 м, прирасстоянии между опорой и подстанцией 5 м. Из схемы компоновкиподстанции найдём требуемый радиус защиты до точки А:
 
rx1= />10,7 м.
Используя выражение, связывающее радиус защиты свысотой молниеотвода h, запишемравенство
 
10,7 = />,
которое преобразуем в квадратное уравнение:
 
1,6h2-14,86h– 27,82= 0.
Решая уравнение, находим высоту молниеотвода
 
h≈ 10,8м.
Требуемая высота молниеотвода оказалась меньше высотыопоры.
Принимаем h= 13 м, добавив к опоре металлический штырьс h=1 м.
Радиус защиты этого молниеотвода на высоте hх= 4 м равен
rx2=/>;
rx2=/>11 м.
 
Необходимый радиус, найденный из рис. 4.2
 
rx2=/>7,6 м
оказывается меньше расчётного, следовательно, рассматриваемаяточка попадает в зону защиты молниеотвода. Окончательно принимаем высотустержневого молниеотвода h= 13 м.
Сопротивление растеканию тока грозового разряда:
Rр= α·R,
где R= 0,5 Ом –сопротивление заземления при стационарном режиме;
 α — импульсный коэффициент, который зависит от тока заземлителя и удельногосопротивления грунта (при ρ=150 Ом·м α= 0,8).
Тогда Rр= 0,8·0,5 = 0,4 Ом.
4.3 Расчётзаземляющего устройства подстанции
 
Для защиты обслуживающего персонала от опасныхнапряжений и присоединения средств защиты от грозовых разрядов выполняем одно общеезаземляющее устройство.
Площадь подстанции составляет 5,5 х 5 = 27,5 м2.Принимаем к установке сетчатый заземлитель с размерами S = 5 х 4,5 м2,помимо внешнегозамкнутого горизонтального контура состоящий из lБ= 3 продольных полос вдоль длинной стороны и lМ= 4 поперечных полос вдоль короткой стороны. К сетке присоединяем 12вертикальных электродов длиной lв = 3м.
Верхний слой земли толщиной h1= 2м состоит из грунта (глина полутвердая) с удельным сопротивлением ρ1=60Ом∙м, сопротивление нижнего слоя земли ρ2=30 Ом∙м(суглинок пластичный). Принимаем глубину заложения горизонтальных заземлителей t = 0,8м.
Ток однофазного КЗ, стекающий с заземлителя,принимаем приблизительно I(1)кз≈ 0,5∙ I(3)кзна шинах 10 кВ подстанции, т.е. I(1)кз≈ 100 А.
 Так как отношение ρ1/ρ2= 60/30 = 2, то при расчёте будем учитывать двухслойность земли.
Определим параметр эффективной площади заземлителя
/>4,7 м.
Находим отношение
/> 0,8.
 
Так как найденноеотношение 0,8 ≥ 0,5, то безразмерный параметр А определяемпо эмпирической формуле [5]:
А = 0,444 – 0,84 />;
А = 0,444 – 0,84 ·0,8 = — 0,228.
Суммарную длину всехэлементов заземлителя определяем как:
L= nБlБ+ nМlМ+ nвlв .
Следовательно, суммарнаядлина элементов заземлителя составит
 
L= 3·5 + 4·4,5 + 12·3 = 69 м.
Эквивалентное удельное сопротивлениегрунта по формуле:
/>,
где α, β– коэффициенты, численно равные при ρ1> ρ2α = 3,6 и β = 0,1. Тогда
/> = 53,3 Ом.
Сопротивление сетчатогозаземлителя в двухслойном грунте:

/>.
Тогда
 
/> = — 0,26 + 0,77 = 0,51 Ом.
Чтобы не предусматриватьмер по предотвращению выноса опасных потенциалов за пределы подстанции,напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания не должнопревышать Uз.доп=5 кВ.
Проверяем действующеенапряжение на заземляющем устройстве с учётом тока однофазного КЗ, стекающего сзаземлителя:
/>;
Uз= 100·0,51 = 51 В.

5.Организация эксплуатации электрооборудования
 
5.1Обоснование и расчёт структуры электротехнической службы
 
Основная задачаэнергетического хозяйства – электротехнической службы (ЭТС) — состоит вобеспечении бесперебойного электроснабжения предприятия, надёжной и экономичнойработы электрооборудования.
Управление энергетическимхозяйством, в том числе ЭТС осуществляется главным энергетиком, подчинённым руководителюхозяйства. Функции главного энергетика обусловлены действующими «Правиламитехнической эксплуатации электроустановок».
Чтобы определить к какойкатегории относится организационная структура управления энергохозяйством,необходимо найти сумму условных единиц (баллов), которые определяются взависимости от годового потребления объектом электрической энергии, тепла иводы.
Годовое потребление тепла (Qг) определяется формулой:
/>, Гкал/год,
где Wг — годовое потребление электроэнергии (по данным табл.1.2 дипломного проекта Wг=217,7 тыс. кВт·ч);
Кэт. — энерготепловой коэффициент (принимаем Кэт.=0,5 тыс. кВт/Гкал).
Следовательно,
 
Qг=217,7/0,5 = 435,4 Гкал/год.
Количество воды, потреблённой объектомза год:

Дг = кп·Qг,
 
где кп = 0,85 м3/Гкал– коэффициент, учитывающий объём воды, расходуемый на единицу тепловойэнергии.
Имеем годовой расход воды
 
Дг = 0,85·435,4= 370 м3/год.
Расчёт суммы единиц (баллов)для определения категории энергослужбы предприятия выполнен в таблице 5.1.
Таблица 5.1 — Расчёт суммыусловных единиц энергетического хозяйства Вид энергии Единица измерения Годовое потребление
Количество условных единиц
(баллов) Электроэнергия млн. кВт·ч 0,218 2 Теплоэнергия тыс. Гкал 0,435 1 Вода
млн. м3 0,0004 1
Итого баллов: 4
Сумма условных единиц (баллов),определяемая таблицей 5.1, равна 4, следовательно, ферма относится ко II категории энергослужбы. В энергослужбеII категории обслуживание электрооборудования и сетейпроизводится электроучастком. В качестве руководителя энергослужбы IIкатегории в хозяйстве рекомендуется иметь старшего инженера-электрика на правахэнергетика. Однако, учитывая, что рассматриваемая ферма составляет лишь одно изподразделений хозяйства, принимаем в качестве руководителя ЭТС главногоэнергетика.
Численность персонала ЭТС,осуществляющего техническое обслуживание и текущий ремонт, определяется наосновании годовых трудозатрат на ремонт и техническое обслуживание электрооборудованияи сетей системы электроснабжения предприятия, определяемых из выражений.
/>, чел.·ч;
/>, чел.·ч,
где/> -годовые трудозатраты на текущий ремонт и техническое обслуживание;
т – количество единиц однотипного оборудования;
Тц – продолжительность ремонтного цикла, лет;
ТТ – продолжительность межремонтного периода, мес.;
Нк – норма трудозатрат на капитальный ремонт единицыоборудования;
НТ – норма трудозатрат на текущий ремонт единицыоборудования;
bсм –коэффициент, учитывающий сменность работы оборудования, который принимается придвухсменной работе оборудования равным единице;
Ксм – количество смен работы оборудования;
Ксл = 0,1 – коэффициент сложности технического обслуживания.
Принимаем число единицэлектрооборудования в целом с учётом фермского – 150. Годовые трудозатраты натехническое обслуживание составят
 
UТО= 2·0,1·12·357 = 856,8 чел.·час.
Берём с учётом фермскогоэлектрооборудования UТО ≈ 1600 чел.·час.
Годовые трудозатраты натекущий ремонт (берём из таблицы 5.2)
 
UТР= 158 чел·час.
Берём с учётом фермскогоэлектрооборудования UТР ≈ 320 чел.·час.
Годовые трудозатраты на ремонти техническое обслуживание
U= UТО+ UТР≈ 1920чел.·час.
 
Численность электромонтеров ислесарей, выполняющих ремонт и техническое обслуживание электрооборудования исетей, определим по следующему выражению:
/>, чел,
гдеU – годовыетрудозатраты на ремонт и техническое обслуживание;
Тн – номинальный фонд рабочего времени (принимаем 870);
Ки – коэффициент использования рабочего времени (принимаем0,87-0,9).
 
/> = 2,5 ≈ 3 чел.
Исходя из годовых трудозатрат U≈1920 чел.·час на эксплуатациюэлектрооборудования, находим структуру ЭТС:
инженер- электрик …… 1человек;
техник – электрик …… 1человек;
электромонтёр …. 3 человека.
Графикипланово-предупредительных ремонтов составляются на основании ПТЭ с учётом периодичностиремонтов оборудования. Ежемесячные планы составляются на основе годовыхграфиков предупредительно-планового ремонта с указанием вида ремонта иколичества человеко-часов, необходимых на ремонт оборудования. Формаорганизации ремонтного обслуживания является централизованной. Средний икапитальный ремонт электрооборудования ведётся электроремонтным участком.Эксплуатационное обслуживание ведётся централизованно.
 
5.2 Надёжностьпроектируемой системы электроснабжения
Объективными показателями эксплуатационной надёжности i– той системы являются:
qi — вероятностьотказа;
Рi— вероятность безотказной работы (показатель надёжности).
Эти показатели связаны сотоношением
Рi= 1 — qi
Системы электроснабжения согласно стандарту должныобладать эксплуатационной надежностью не ниже
 
Рдоп = 0,998.
Вероятность отказа определяется выражением
/>,
где Т = 8760 ч — длительность календарногогода.
/>
/>
Для параллельного соединения двух одинаковых системвероятность отказа равна:
/>
Надёжность системы электроснабжения
/>> Рдоп = 0,998.
 
5.3 Организациятехнического обслуживания и текущего ремонта
 
Различают следующие формыэксплуатации: хозяйственная, специализированная и комплексная. Выбор формызависит от объема работ по техническому обслуживанию энергоустановок. Приобъёме работ больше 800 условных единиц эксплуатации (УЕЭ) принимаетсяхозяйственная форма эксплуатации, при которой комплекс работ по техническомуобслуживанию (ТО) и текущему ремонту (ТР) оборудования выполняется ЭТС предприятия.
Техническое обслуживаниеэнергооборудования заключается в разработке годового и квартальных графиков ТОи ТР. Разработку графиков следует начинать с годового графика ТР, на основаниикоторого далее строятся графики ежеквартального ТО и ТР.
При разработке графиковучитываются периодичность и количество ремонтов, особенности технологиипроизводства, трудоёмкость работ по ТО энергооборудования, а такжедействительный фонд рабочего времени персонала в соответствии с разработаннойструктурой ЭТС.
График ТО и ТР, имеющий,как правило, специальную форму составляется на основе следующих рекомендаций.
За интервал времениследует принять неделю, за год будет 52 недели. Эти недели нужно разбить на 4квартала по 13 недель каждый. Планируются отпуска электромонтёров, которыеотмечаются на графике. Определяется еженедельная нагрузка бригадыэлектьромонтёров из расчёта 40-часовой трудовой недели с учётом удалённостиобъектов от пункта текущего ремонта (энергоцех).
График начинается собъектов сезонного использования. Время проведения первого ТО или ТР впланируемом году устанавливают в зависимости от даты проведения такихмероприятий в предыдущем году и нормативных значений периодичности ТО или ТР.При отсутстви дат проведения предшествующих мероприятий, время проведениятекущих ТО и ТР выбирают произвольно, но с учётом общего их количества за год ипериодичности проведения при условии выполнении всего комплекса мероприятий впланируемом году. Следует стремиться к равномерной загрузке персонала ЭТС понеделям. Кроме того, необходимо добиваться, чтобы наибольший объем работвыполнялся на одном объекте.
Выполнение трудоёмкихработ следует планировать на период наименьшей загрузки электрооборудования.Допускается смещение проводимых работ в пределах ±35% нормативной периодичности.

6.Безопасность жизнедеятельности и экология
 
В данном разделе дипломногопроекта решаются задачи:
· анализ опасных и вредных производственныхфакторов;
· классификация производственнойсреды зданий и сооружений;
· разработка мероприятий по техникебезопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности;
· разработка мероприятий по охранеокружающей среды.
6.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов
Анализ производственныхфакторов при эксплуатации проектируемой системы электроснабжения выполним втаблице 6.1.
Таблица 6.1 — Опасные ивредные факторы системы электроснабжения№ п/п
Наименование и категория
фактора Место действия Норма ПДУ (ПДК) и нормативный документ Возможные последствия 1
Высокое напряжение цепи, при замыкании которой может пройти ток через тело человека
10 кВ, РУ -10 кВ ГОСТ 12.1.038-82 при длительном воздействии (более 1 с) в аварийном режиме Электротравма 2 Электрическая дуга, опасный РУ – 10 кВ ГОСТ 12.2.0072-75 Ожоги опасный ЗРУ ГОСТ 12.2.0074-75 Ожоги опасный РЩ ГОСТ 12.2.004-85 Пожар 3 Подвижные части производственного оборудования, опасный ОРУ, ЗРУ, приводы коммутационных аппаратов ГОСТ 12.3.007.3-75 Механическая травма 4 Повышенная или пониженная температура, влажность, подвижность воздуха рабочей зоны, вредный ОРУ, ЗРУ, ТП, РЩ ГОСТ 12.1.005-76 Перегрев или переохлаждение организма 5 Недостаточная освещённость рабочей зоны, вредный Электропомещения СНиП 11-4-79 Утомляемость, повышенная опасность травматизма 6 Пожароопасные концентрации горючих жидкостей, опасный РУ, ТП – трансформаторное масло
ОНТП 24-86
ПУЭ гл. 7.4
Tв=135о Пожар 7 Твёрдые горючие и трудно сгораемые вещества и материалы, опасный Во всех помещениях
ОНТП 24-86
ПУЭ гл. 7.4 пожар
 
6.2 Защитаот поражения электрическим током
 
Проектом предусмотрено ограждениетоковедущих частей и приспособлениями для запирания ограждений на замки.
Конструкция шкафов КРУобеспечивает защиту обслуживающего персонала от случайного прикосновения ктоковедущим частям оболочками со степенью защиты 1Р20.
Все токоведущие части,которые могут оказаться под напряжением после выведения выдвижного элемента времонтное положение, ограждаются автоматически закрывающимися шторками,имеющими устройства для запирания на замок.
При проектировании РУ,ТП, РЩ соблюдены изолирующие расстояния в соответствии с ПЭУ [4].
Кроме того, в проектепредусмотрено:
- защитноезаземление – для электроустановок сети напряжением 10 кВ с изолированнойнейтралью;
- зануление всочетании с заземлением – для электроустановок напряжением 0,4 кВ сглухозаземленной нейтралью;
- выравниваниепотенциалов электроустановок с помощью устройства сетчатого контура заземления.
В сети напряжением 10 кВ сизолированной нейтралью предусмотрен постоянный контроль изоляции с действиемна сигнал и последующим контролем асимметрии напряжения. Для этого используетсявторичная обмотка трансформатора напряжения НТМИ-10, соединенная в разомкнутыйтреугольник.
В помещениях с повышеннойопасностью и особо опасных (см. раздел 1) предусмотрена сеть малого напряжения– 36В, питаемая от понижающего трансформатора. Эта сеть используется дляпитания светильников местного освещения и ручного электроинструмента, а также дляпитания ручных электрических светильников. В особо неблагоприятныхусловиях(работы в металлических сосудах, резервуарах и т.п.) для ручныхэлектрических светильников предусмотрено применение переносных понижающихтрансформаторов с вторичным напряжением 12В.
Конструкции вилок ирозеток напряжением 36В и 12В отличаются от конструкций этих деталей нанапряжение 220В.
Для питанияэлектроинструмента предусмотрены разделительные трансформаторы с вторичнымнапряжением:
220В- для инструментаклассов 1 и П ;
36В — для инструментакласса Ш.
Проектом предусмотренокомплектование распределительных устройств 0,4 кВ и 10 кВ электрозащитнымисредствами: центробежные регуляторы, концевые выключатели, электрические иэлектромеханические блокировки, улавливатели, предохранительные козырьки,двуручные выключатели.
6.3 Защитаот электрической дуги
 
Выключатели и приводыснабжены указателями и световой сигнализацией положения «включено» – красный, «отключено»– зеленый. Приводы разъединителей снабжены механическими указателями положенияглавных и заземляющих ножей с подписями о включении и отключении. Заземляющиеножи окрашиваются в черный цвет. Рукоятки приводов заземляющих ножей окрашиваютсяв красный цвет, а рукоятки других приводов – в цвета оборудования. Конечныеположения механизма ручных приводов как главных, так и заземляющих фиксируютсяупорами. Предусмотрена оперативная блокировка:
- включениявыключателей, отделителей и разъединителей на заземляющие ножи икороткозамыкатели;
- включения заземляющихножей на ошиновку, не отделенную разъединителями от ошиновки, находящейся поднапряжением;
- включения иотключения отделителями и разъединителями тока нагрузки.
В шкафах РУ предусмотренаблокировка:
- перемещениявыдвижного элемента с выключателем из рабочего в контрольное положение инаоборот;
- включениявыключателя при положении выдвижного элемента в промежутке между рабочим иконтрольными положениями;
- перемещениявыдвижного элемента из контрольного положения в рабочее при включенных ножахзаземляющего разъединителя.
В проекте применены шкафыРУ, конструкция которых обеспечивает локализацию аварии в пределах шкафа привозникновении КЗ в РУ применением:
- дугоуловителейдля защиты сборных шин от разрушения электрической дугой;
- разгрузочныхклапанов для снятия избыточного давления внутри шкафа в момент возникновенияэлектрической дуги.
Локализационнаяспособность РУ обеспечивает отсутствие:
- прожогов оболочкив зоне обслуживания;
- срыва илисамопроизвольного открытия дверей и крышек шкафа;
- выброса продуктовгорения в необслуживающую зону;
- переброса дуги вдругие шкафы.

6.4 Защитаот механических травм
 
Вращающиеся частиэлектродвигателей и части, соединяющие электродвигатели с механизмами (лифты,шкивы и т.д.), имеют ограждения от случайных прикосновений.
Выбранныеэлектродвигатели имеют степени защиты в зависимости от условий окружающей средыпомещений:
— для помещений снормальной средой IP20;
— для открытых установок IP44;
— для помещений сырых иособо сырых IP43.
Детали приводовкоммутационных аппаратов закрываются кожухами (заключаются в оболочки).Оболочки закрывают опасную зону и снимаются только при помощи инструмента. Приоткрывании и закрывании дверей и люков оболочки исключается возможность ихприкосновения к движущимся частям приводов.
6.5 Мероприятияпо пожарной безопасности
 
В проекте предусматриваютсяследующие мероприятия по обеспечению пожарной безопасности:
— от действия тока КЗустановлены релейная защита, предохранители, отключающая автоматика;
- для гашенияэлектрической дуги устанавливается дугогасящие камеры.
Для исключения возгорания двериКТП с внутренней стороны обшиты листовым железом по асбестовому картонутолщиной 5 – 7 мм и открываются наружу. Предусмотрены маслосборники подсиловыми трансформаторами для аварийного сброса масла. Связь с пожарнойкомандой производится по телефону, номер которого вывешен на видном месте.
Кроме того, с цельюпредупреждения пожаров выбор электрооборудования проектом предусмотрен поусловиям токов КЗ и в соответствии с классом взрыво – и пожароопасных зон,проводов и кабелей в соответствии с требованиями ПУЭ.
В помещениях, где установленоэлектрооборудование, предусмотрена противопожарная сигнализация. В качестве датчиков,реагирующих на появление дыма и повышение температуры, использованыавтоматические пожарные извещатели АТИМ-1, АТИМ-3, а также тепловые извещатели дифференциальноготипа ОДПУ-1.
В помещениях сэлектрооборудованием и на погрузочных площадках установлены пожарные гидранты икраны пожарного водопровода. Возле помещения КТП предусмотрены огнетушители,ящики с песком и противопожарный инвентарь (лопаты, ведра). Для тушения пожарапредусмотрены огнетушители типа ОУ-5; ОУ-8, ОУ-50, а для ликвидации пожара наподстанции разработаны специальные «карточки пожаротушения».
На специальных щитах предусмотрены следующиепротивопожарные средства:
лом1 шт.
ведро1 шт.
топор пожарный1 шт.
лопата1 шт.
багор1 шт.
огнетушительОУ-8-1 шт.
огнетушительОУ-5-1 шт.
ящик с песком1 шт.
6.6 Мероприятияобеспечения безопасности при авариях
 
Организационные мероприятия
При приближении грозы должныбыть прекращены все работы на воздушных и кабельных линиях электропередачи, в зданииКТП и РУ.
При замыкании на землю вэлектроустановках 10 кВ приближаться к обнаруженному месту замыкания на расстояниеменее 5 м в закрытом РУ и менее 8 м в открытом РУ и на воздушных линиях допускаетсятолько для оперативных переключений и освобождения людей, попавших поднапряжение. При этом следует пользоваться электрозащитными средствами.
Технические мероприятия.
Для защиты всего оборудования,установленного на подстанции, используются комплекты релейной защиты.
Защита от коммутационныхперенапряжений осуществляется разрядниками. Для предотвращения поврежденияоборудования при возникновении резонансных перенапряжений на подстанцииустановлен антирезонансный трансформатор напряжения типа НАНИ. Защита от прямыхударов молнии осуществляется с помощью заземленных вертикальных стержневыхмолниеотводов.
Для защиты оборудования РУ отгрозовых волн набегающих с линий, применены вентильные и трубчатые разрядники,а также тросовые молниеотводы, подвешиваемые на подходе линий.
На работах РУ – 10кВ предусмотрено использование:
— изолированного питания — 1 шт.
— указателей напряжения 10 кВ- 2 шт.
— изолирующих клещей 10 кВ-1 шт.
— диэлектрических перчаток выше 1000В – 4 пары.
— бот-2 пары.
— временных ограждений- 5 комплектов.
— предупредительных плакатов — 6 комплектов.
— защитных очков- 2 шт.
— противогазов- 2 шт.
— комплектов переносных заземлений 10 кВ -4 комплекта.
— диэлектрических подставок-8 шт.
Для обслуживания РУ — 0,4кВ предусмотрены:
— указатель напряжения-2 шт.
— изолирующие клещи-1 шт.
— монтерский инструмент-2 комплекта.
— диэлектрические боты-2 пары.
— диэлектрические коврики-4 шт.
— временные ограждения-2 к-та.
— комплекты переносных заземлений – 2 к-та.
— защитные очки-1 шт.
— противогаз-1 шт.
 
6.7 Мероприятия попроизводственной санитарии
Микроклимат производственных помещений
Санитарно-гигиенические условия работы в электроустановкахКТП определяются условиями микроклимата в помещениях, наличием пыли или её отсутствием,газов, шума, вибрации.
Созданию нормальных условий труда на производствесогласно СН-245-74 способствует комплекс санитарно-гигиенических мероприятий.Объем и площадь производственных помещений, приходящихся на одного рабочего ≥4,5м3.
Дежурный персонал, в помещении персонала,поддерживается определенная температура при помощи нагревательных приборов:
а) летом 20-250С с влажностью 40-60% искоростью движения воздуха от 0,2 до 0,5 м/с;
б) зимой 17-190С с влажностью воздуха от40-60% и скоростью движения воздуха не более 0,3 м/с.
В помещении ТП предусмотрена вентиляция, котораяосуществляется через специальные внутренние металлические решетки. Вентиляцияосуществляется за счет разницы внутренней и внешней температуры.
Производственное освещение
Согласно СН и П II 4-79 вэлектроустановках освещенность обеспечивается не менее 200 лк прикомбинированном и 150 лк при общей освещенности. Для наружного освещенияпредусматриваются прожекторы ПЭС – 45. Для проведения работ, при ликвидацииаварии и для эвакуации людей предусмотрено аварийное освещение.
Наименьшая освещенность рабочих поверхностей приаварийном освещении не менее 2 лк. Питание осуществляется (аварийного освещенияКТП) от трансформаторов собственных нужд. Аварийное освещение выполнено лампаминакаливания 60 Вт. Питание переносных электросветильников выполнено:напряжением до 42В – в помещениях с повышенной опасностью. 12В – в особоопасных помещениях с повышенной влажностью. Питание переносных светильниковпредусматривается от местных понижающих трансформаторов.
 
6.8 Мероприятия позащите окружающей среды от воздействия системы электроснабжения предприятия
 
Мероприятия по охранеокружающей среды регламентируют ГОСТ 17.0.001 – 76, ГОСТ 170.101-76, ГОСТ 17.1202-77и другие нормативные документы, согласно которым предусмотрено ограничениепоступления в окружающую среду сточных вод и вредных выбросов. С этой целью санитарнойлабораторией по утвержденному графику осуществляется контроль состава и количествастоков, пыли и газообразных выбросов и отходов производства. Предотвращениезагрязнения воздушного бассейна пылью, удаляемой из производственных помещений,предусмотрено фильтрующими и обезвреживающими устройствами загрязненного воздуха.
Предусмотрены маслосборникипод силовыми трансформаторами для аварийного сброса масла.
Для предприятия в целомустановлены предельно-допустимые выбросы (ПДВ) вредных веществ, исходя из общейэкологической обстановки в районе его расположения.
 

 
7. Экономическая часть
 
При проектировании электроснабжения молочно-товарнойфермы отделения «Медведово» колхоза «Прогресс» решены следующие задачи:
- выбрана наиболее рациональная с точки зрения технических показателейсхема питания электропотребителей фермы;
- произведен технически и экономически обоснованный выбор ТП, числа имощности силовых трансформаторов;
- выбран экономически целесообразный режим работы трансформаторов ивозможности резервирования для повышения надёжности электроснабжения.
Схема электроснабжения предприятия должна бытьмаксимально простой экономически обоснованной и надежной. В экономической части дипломного проекта рассмотреныследующие вопросы:
- анализ результатов расчетов,проведенных в технологической части проекта по выбору оптимального вариантасхемы электроснабжения предприятия;
- укрупненныйрасчет сметной стоимости на приобретение и монтаж оборудования и сетей системыэлектроснабжения;
- расчетчисленности, основной и дополнительной заработной платы обслуживающегоперсонала;
- расчет сметыгодовых эксплуатационных затрат на электроснабжения и себестоимости одногокВт·ч потребляемой электроэнергии;
- технико-экономическиепоказатели электроснабжения предприятия и мероприятия по экономииэлектроэнергии.

7.1 Анализвыбора оптимальной схемы электроснабжения молочно-товарной фермы отделения«Медведово»
Основной задачей при проектированииэлектроснабжения объекта является выбор таких решений, которые, отвечаятребованиям ПУЭ, отличались бы наилучшими технико-экономическими показателями, т.е.выбор схемы электроснабжения осуществляется на основе анализа и сравненийтехнико-экономических показателей.
Критерием эффективности вариантаявляется минимум приведенных затрат:
/>(7.1)
где /> — нормативный коэффициентсравнительной экономической эффективности капитальных вложений;
К – капитальные вложения;
U — эксплуатационные годовые расходы.
В данном проекте схемувнешнего электроснабжения не выбираем, так как в задании на дипломный проектзадано, что внешнее электроснабжение завода осуществляется от РТП «Киваи» снапряжениями 110/35/10 кВ длиной 9 км. Схему внутреннего электроснабжениязавода также не выбираем, потому что в задании на дипломный проект задано, чтовнутреннее электроснабжение осуществляется напряжением 0,4 кВ. Питаниепотребителей электроэнергии от ТП 2х160 кВА с АВР по линии 10 кВ от РТП«Логоватое» 110/35/10 кВ длиной 10,6 км. В случае аварийного отключения в линии0,4 кВ предусмотрено АВР и переход на питание от одного трансформатора 160 кВАс перегрузкой 24% в течение 5 часов. При более длительном отключениипредусмотрено питание от трансформатора 160 кВА преимущественно потребителей II категории надёжности – коровников и родильногоотделения.
7.2 Расчетсметной стоимости на приобретение и монтаж оборудования и сетей системыэлектроснабжения
Сметная стоимостьвключается в план реконструкции предприятия и является основой финансированиякапитальных затрат системы электроснабжения.
Таблица 7.1 — Сметаспецификации на приобретение и монтаж оборудования сетей системыэлектроснабжения отделения «Медведово»№ п/п
Источник
и
позиция стоимости Оборудование Единица измерения Количество Сметная стоимость, тыс. рублей единицы общая
Всего,
тыс.
рублей оборудования, материалов монтажных работ строительных работ оборудования, материалов монтажных работ строительных работ 1 УПС т.9.21. ТМ-160/10 шт. 2 1975 415 635 3950 830 1270 6050 2 УПС т.9.14. РУ-10 кВ (блок с отделителями) шт. 1 2075 - - 2075 - - 2075 4 УПС т. 9.7. ВЛ-10кВ с проводом АС-70 на ж/б опорах км 0,5 19,5 15 12 10 7,5 5 22,5 7 УПС т. 9.17. ЗРУ-10 кВ (2 секции шин) шт. 1 1750 - - 1750 - - 1750 10 УПС т. 4.19. Ячейка с выключателем ВВПЭ шт. 2 44,75 1,5 10,2 89,5 15 103 207,5 12 УПС т. 4.19. Ячейка с трансформатором напряжения шт. 4 23,25 1 10,2 93 4 41 138 13 УПС т. 4.19. Ячейка с разрядниками РВО шт. 2 14,5 1 10,3 29 2 21 52 14 УПС т. 4.19. Ячейка с трансформатором собственных нужд шт. 2 37,5 1 10,3 75 2 21 98 15 УПС т. 4.19 Шинопроводы трансформаторов тока т. 0,2 13,9 1 - 13,9 1 - 14,9 16 УПС т. 4.59. трансформаторы тока ТПШЛ-10-30 шт. 4 5 - - 20 - - 20 19 УПС т. 4.13. КТП 2х400 шт. 2 40,25 9 72,5 80,5 18 145 243,5 23 УПС т. 4.7.
Кабель сечением
ААШв 3х35-10 км 0,12 45 - - 1,6 - - 1,6
ИТОГО:
8187,5
879,5
1606
10673
Накладные расходы 18,1 %
1932
ИТОГО:
12605
Плановые накопления 8 %
1008,4
ВСЕГО:
13613,4
Смета составляется наосновании спецификации на оборудование и материалы, предназначенные дляреконструкции электроснабжения, и их стоимости.
Смета включает стоимостьприобретения оборудования, электроконструкций, материалов, монтажных истроительных работ. К электроконструкциям относятся монтажные комплектующиеузлы и блоки, оборудованные аппаратами с ошиновкой и соединительными проводами.
Сметную стоимостьреконструкции электроснабжения определяем по укрупненным показателям втабличной форме 1 – таблица 7.1.
Смета спецификации на приобретение и монтажоборудования и сетей системы электроснабжения отделения «Медведово».
Сметная стоимость реконструкцииэлектроснабжения составляет 13613,4 тыс. руб. Из них на оборудование,электроконструкции и материалы приходится 8187,5 тыс. руб., монтажные работы – 879,5тыс. руб. и проведение строительных работ – 1606 тыс. руб.

7.3 Расчёт основнойи дополнительной заработной платы ремонтного и эксплуатационного персонала
Численность ремонтногоперсонала и эксплуатационного, осуществляющего техническое обслуживание,определяется на основании годовых трудозатрат на ремонт и техническоеобслуживание оборудования и сетей системы электроснабжения отделения.
Годовые трудозатраты на ремонти техническое обслуживание определяются из следующих выражений.
/>, чел.час;
/>, чел.час;
/>, чел.час,
 
где/> -годовые трудозатраты на капитальный ремонт, текущий ремонт и техническоеобслуживание электрооборуования соответственно;
т – количество единиц однотипного оборудования;
Тц – продолжительность ремонтного цикла, лет;
ТТ – продолжительность межремонтного периода, месяцев;
Нк – норма трудозатрат на капитальный ремонт единицыоборудования;
НТ – норма трудозатрат на текущий ремонт единицыоборудования;
bсм –коэффициент, учитывающий сменность работы оборудования, который принимается придвухсменной работе оборудования равным единице;
Ксм – количество смен работы оборудования;
Ксл – коэффициент сложности технического обслуживания (равен0,1).
Необходимые нормативные данныедля расчёта трудозатрат приведены в приложениях V и VI[5].
Расчёт трудозатрат выполнен втаблице 5.2 проекта. Численность рабочих, выполняющих ремонт и техническоеобслуживание электрооборудования и сетей, определена расчётом в разделе 5 вколичестве трех электромонтёров и одного техника-электрика. Кроме того, всостав ЭТС для обслуживания электрооборудования и сетей отделения «Медведово» входятэнергетик и инженер-электрик.
Годовые трудозатраты, в чел.·час.,на ремонт и техническое обслуживание электротехнического оборудования и сетей определимиз выражения:
/>.
Здесь затраты на техническоеобслуживание итекущий ремонт электротехнического оборудования и сетей определилив разделе 5
 
UTO= 1920 чел.час.
С учётом затрат на капитальныйремонт электрооборудования, составляющих UКР= 825 чел.час, совокупные годовые трудозатраты на техническое обслуживание и ремонтэлектротехнического оборудования и сетей в отделении составят
 
U= 822 + 1920 = 2745 чел.час.
Основная и дополнительнаязаработная плата включает тарифный фонд и доплаты до часового, дневного игодового фондов заработной платы.
Тарифная заработная платаопределяется:
/>, руб/год,
гдеСТ –часовая тарифная ставка, руб/час принимается для IV квалификационногоразряда при нормированном задании, равная 20 руб/час.
Годовой фонд заработной платыопределяется формулой:
/>, руб.,
гдеdЧ = 40% — доплата из часового фонда заработнойплаты, включает премии и доплаты за работу в ночные часы;
dД =2% — доплата из дневного фонда заработной платы для ремонтников за работу впраздничные дни;
dГ =8% — доплата из годового фонда заработной платы (за отпуска, выполнениегосудаственных и общественных обязанностей и пр.).
Тогда
/>
/> 54900 руб/год;
/>= 84194,64 руб.
Таким образом, годовой фондзаработной платы ЭТС с учётом заработной платы энергетика составит
 
ЗПГ ≈ 140000рублей.
 

 
7.4 Расчёт сметыгодовых затрат на содержание оборудования и сетей схемы электроснабжения иопределение себестоимости электроэнергии
Смета составляется по укрупнённымэлементам и статьям затрат, к которым относятся:
-основная и дополнительнаязаработная плата рабочих ЭТС, выполняющих ремонт и техническое обслуживаниеэлектрооборудования и сетей;
-начисления на социальноестрахование от заработной платы данной группы рабочих.
-стоимость материалов изапасных частей для технического обслуживания и ремонта;
-амортизационные отчисления остоимости основных фондов и системы электроснабжения;
-прочие расходы.
Начисления на социальноестрахование принимаются в размере 39,6 % от основной и дополнительнойзаработной платы.
Стоимость материалов изапасных частей для технического обслуживания принимаем 500 руб. на 100 чел.·час.трудозатрат; для текущего ремонта – 625 руб. на 100 чел.·час трудозатрат и длякапитального ремонта – 1875 руб. на 100 чел.·час трудозатрат.
Амортизационные отчислениярассчитываются по нормам амортизации и стоимости основных фондов системыэлектроснабжения.
Стоимость материалов изапасных частей для технического обслуживания:
/> = 8000 руб.
/> = 1547 руб.
/> = 2000 руб.
Всего: 8000 + 1547 + 2000 =11547 руб.
Таблица 7.2 — Расчётамортизационных отчислений по схеме электроснабжения фермыГруппа основных фондов Стоимость, тыс. руб. Норма амортизации, %
Амортизационные
отчисления, тыс. руб. КРУ 29,75 6,4 1,904 Кабельная линия 0,4 кВ 13,5 4,3 0,581 Электрооборудование фермы 162 6,4 10,368 Электрооборудование ТП 78,25 6,4 5,008  ВЛ-10 кВ 25,4 2,4 0,610 ВСЕГО: 18,471
Стоимость основных фондовпринимается равной сметной стоимости на приобретение оборудования и сетей,монтажных и строительных работ. Прочие и общецеховые расходы можно принять вразмере 30 % от основной и дополнительной заработной платы рабочих, выполняющихремонт и техническое обслуживание, т.е. эти расходы составят 42000 рублей.
Таблица 7.3 — Смета годовыхзатрат на содержание оборудования и сетей схемы электроснабженияЭлементы и статьи затрат Величина затрат, тыс. руб. Основная и дополнительная заработная плата 140 Начисления на социальное страхование, 39,6% 55,44 Материалы и запасные части 11,547 Амортизационные отчисления 42
Прочие расходы, 20% от ЗПГ 28
Всего по смете:
279,987
Внутрифермская себестоимость 1кВт·ч потребляемой электроэнергии на ферме составляет:

/>,
где Сэк –годовые затраты на содержание оборудования и сетей схемы электроснабжения;
По – основная заработная плата в часы максимума нагрузкиэнергосистемы. Определяется формулой:
/>, тыс. руб.,
гдеТр –основная плата в течение максимума нагрузки — 59,5 руб. в месяц за 1 кВт·ч;
Рм – количество электроэнергии, потребляемой в периодмаксимума нагрузки, кВт·ч.
 
По = 59,5×0,1×217779,60= 1295,789 тыс.руб.;
 
ПД – дополнительная плата за потребляемуюэлектроэнергию, учтённую счётчиком;
/>, тыс. руб.,
гдеТЭ –тариф за 1 кВт·ч получаемой из энергосистемы электроэнергии 1,25 руб.;
Эгод – годовое количество электроэнергии, получаемой изэнергосистемы.
С учётом данных получим
 
ПД = 1,25·217779,6·10-2= 2722,245 тыс. руб.

Тогда вутрифермскаясебестоимость потребляемой электроэнергии
/> = 0,197 руб.
Калькуляция себестоимости 1кВтч потребляемой фермой отделения «Медведово» электроэнергии представлена втаблице 7.4.
Таблица 7.4 — Калькуляциясебестоимости потребляемой электроэнергии
№
n/n Показатели и статьи расхода Единица измерения Величина 1 Количество получаемой электроэнергии тыс. кВт·ч 267,7 2 Максимальная нагрузка кВт 184 3 Потери электроэнергии тыс. кВт·ч 2,13 4 Время использования максимума электрической нагрузки час/год 4500 5 Количество электроэнергии, переданной потребителям тыс.кВт·ч 217,7 6 Коэффициент мощности расчётный 0,8 7 То же при заданной энергосистемой реактивной мощности 0,9 8 Тарифная ставка за 1 кВтч потребляемой электроэнергии коп/кВтч 1,52 9 Тарифная ставка за 1 кВтч максимальной нагрузки руб/кВт 1,87 10 Плата за электроэнергию тыс. руб. 2837,8 11 Плата за максимальную нагрузку тыс. руб. 865,2 12 Всего плата по тарифу тыс. руб. 3703 13 Надбавка к тарифу за потребляемую мощность % - 14 Всего плата с учётом надбавки тыс. руб. 3703 15 Годовые эксплуатационные расходы на обслуживание системы электроснабжения тыс. руб. 279,987 16 Всего годовые затраты на потребляемую электроэнергию тыс. руб. 3982,987 17 Себестоимость 1 кВтч потребляемой электроэнергии в том числе: коп/кВт·ч 19,7 а) Тарифная составляющая коп./кВт·ч 15,9 б) Составляющая затрат электроцеха коп./кВт·ч 3,8

 
7.5Технико-экономические показатели схемы электроснабжения
Таблица 7.5 — Технико-экономическиепоказатели электроснабжения отделения «Медведово» колхоза «Прогресс»№ n/n Показатели
Единица
измерения Величина 1 Присоединённая мощность трансформаторов кВА 320 2 Максимальная электрическая нагрузка кВт 184 3 Время использования максимума нагрузки ч/год 4500 4 Годовое потребление электрической энергии тыс. кВт·ч 257,7 5 Потери электроэнергии во внутренних сетях тыс. кВтч 2,13 6 Электроэнергия, переданная производственным потребителям тыс. кВтч 217,7 7 Капитальные затраты в электроснабжение тыс. руб. 13613,4 8
Годовые затраты, в том числе:
— плата за потребляемую электроэнергию
— эксплуатационные затраты на электроснабжение тыс. руб.
3983
3703
279,987 9 Численность обслуживающего персонала чел. 5 10 Капитальные вложения на 1 кВА присоединённой мощности руб./кВА 42,54 11
Себестоимость 1 кВт·ч потребляемой электроэнергии, в том числе:
— тарифная составляющая
— себестоимость передачи до потребителя коп./кВт·ч
19,7
15,9
3,8

 
Заключение
 
В данном дипломномпроекте выполнена реконструкция электроснабжения отделения «Медведово» колхоза«Прогресс» Клинцовского района по заказу руководства сельхозпредприятия.
Необходимостьреконструкции вызвана участившимися авариями в сетях электроснабжения отделенияи связанными с этим потерямии производимой молочной продукции.
Повышение надёжности электроснабженияпроектом обосновано с использованием существующей схемы внутренних сетей.Обоснована замена трёх существующих силовых трансформаторов 160, 100 и 100 кВАна открытых подстанциях без резерва питания одной закрытой подстанцией с АВР сдвумя трансформаторами по 160 кВА. Питание подстанции предусмотрено от двухлиний 10 кВ распределительных подстанций 110/35/10 кВ. Одна из линий выбранарабочей, другая – резервной.
В проекте обоснован выбори выполнен расчёт элементов электроснабжения, выбрано оборудование, рассчитаназащита сетей, трансформаторов и шин. Разработана молниезащита подстанции и заземлениеоборудования. Обоснована структура и определён численный составэлектротехнической службы. Проработаны вопросы надлежащего безопасногообслуживания электрооборудовния и разработаны мероприятия по охране труда.
В экономической частипроекта определены основные экономические показатели разработанных решений, рассчитанасебестоимость передачи электроэнергии, которая составила 19,7 коп./кВт·ч. Сучётом тарифа на электроэнергию, в настоящее время превышащий 1, 4 руб./кВт·ч, данныйпоказатель свидеельствует о достаточной для данного проекта окупаемости затратна реконструкцию электроснабжения.

Литература
1. Левин М.С., Лещинская Т.Б., БеловС.И. Методические рекомендации по курсовому и дипломному проектированию. – М.:МГАУ им. В.П. Горячкина, 1999. – 141с.
2. Алиев И.И. Справочник поэлектротехнике и электрооборудованию. – М.: Высш. шк., 2000. – 255с.
3. Будзко И.А., Лещинская Т.Б.,Сукманов В.И. Электроснабжение сельского хозяйства. М: Колос, 2000 – 536 с.
4. Правила устройстваэлектроустановок. 7-е изд. – М.: Изд-во НЦ «ЭНАС», 2003. – 176 с.
5. Каганов И.Л. Курсовоеи дипломное проектирование. – М.: Агропромиздат, 1990. – 357 с.
6. Сукманов В.И.,Лещинская Т.Б. Дипломное проектирование. Методические рекомендации поэлектроснабжению сельского хозяйства. – М.: изд-во МГАУ, 1998. – 103 с.
7. Федоров А.А., СтарковаЛ.Е. Учебное пособие дя курсового и дипломного проектирования поэлектроснабжению промышленных предприятий. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 368с.
8. Юндин М.А. Токовыезащиты электрооборудования. – Зерноград: РИОФГОУ ВПО АЧГАА, 2004. – 212с.
9. Электротехническийсправочник. Т.1-3./Под ред. П.Г. Грудинского и др. – М.: Энергия, 1975, 1976гг.
10. Справочник инженера-электрикасельскохозяйственного производства./ Под ред. Баутина М.А. и др. – М.:ИНФОРМАГРОИЗДАТ, 1999. – 523 с.
11. Ожиганов С.Н. Сравнительныйанализ безопасности электрических сетей ТN и ТТ // Промышленная энергетика, 2003, №2. С. 46–51.
12. Практикум по электроснабжениюсельского хозяйства./Под ред. И.А.Будзко. — М.: Колос, 1982. — 319 с.
13.  Шабад М.А.Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. — Л.: Энергоатомиздат,1985. — 296 с.
14.  РД 34.21.122-87.Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. — М.:Энергоатомиздат, 1989. — 56 с.
15.  Пособие покурсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностейвузов/ Под ред. В.М. Блока. – М.: Высша шк., 1990. — 383с.
16.  Шкрабак В.С.Охрана труда. – М.: Энергоатомиздат, 2000. – 423 с.