Проектування системи електропостачання промислового підприємства

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

Дипломний проект присвячено питанням проектування системи електропостачання промислового підприємства. На підставі результатів розрахунку навантажень споживачів, розташованих на території підприємства, визначено кількість цехових трансформаторних підстанцій та раціональні місця їх розташування; обрано трансформатор та обладнання, розроблений релейний захист для головної підстанції (ГЗП). Розроблена схема електропостачання. Виконані розрахунки струмів короткого замикання. Запропоновано обладнання, яке слід встановити на цехових трансформаторних підстанціях. Доцільність використання розробленої системи живлення промислового підприємства підтверджена результатами розрахунку техніко-економічних показників.

трансформаторний підстанція підприємство замикання

Вступ

Розвиток енергетики України, посилення зв'язків між енергосистемами вимагає розширення будівництва електроенергетичних об'єктів, зокрема ліній електропередач і підстанцій напругою 35-110 кВ змінного струму.

Виробництво електроенергії росте у всьому світі, що супроводжується зростанням числа електроенергетичних систем, яке йде по шляху централізації вироблення електроенергії на крупних електростанціях і інтенсивного будівництва ліній електропередач і підстанцій.

Проектування електричної мережі промислового підприємства, включаючи розробку конфігурації мережі і схеми підстанції, є одним з основних завдань розвитку енергетичних систем, що забезпечують надійне і якісне електропостачання споживачів. Якісне проектування є основою надійного і економічного функціонування електроенергетичної системи.

У цих умовах проектування електричної мережі зводиться до розробки кінцевого числа раціональних варіантів будівництва електричної мережі, що забезпечують надійне і якісне електропостачання споживачів електроенергією в нормальних і після аварійних режимах. Вибір найбільш раціонального варіанту проводиться по техніко-економічному критерію. При цьому всі варіанти заздалегідь доводяться до одного рівня якості і надійності електропостачання. Екологічний, соціальний і інші критерії при проектуванні мережі враховуються у вигляді обмежень.

1. Основна частина

1.1 Вихідні дані для визначення розрахункового навантаження промислового підприємства

Таблиця 1.1 - Вихідні дані для ремонтно-механічного цеху

№ п/п	Найменування устаткування	Установлена потужність, кВт (одного ЕП)	Кв		Кількість (шт.)
1	2	3	4	5	6
1	Вентилятор калориферів	5,5	0,65	0,75	4
2	Зварювальний тр-тор, ПВ=65%	32	0,3	1,73	2
3	Кран мостовий, G=10т, ПВ=40%	60+35+6+60	0,1	1,73	3
4	Вертикально-свердлильний верстат	5,5+0,4	0,14	1,73	2
5	Наждак	4	0,25	1,17	3
6	Токарно-гвинторізний верстат	22+2,2+0,2	0,16	1,73	2
7	Продольно-строгальний верстат	55+22+13+2,2	0,17	1,17	2
8	Вертикально-свердлильний верстат	10+1,5+0,4	0,14	1,73	3
9	Механічні двері	1,5			1
10	Вентилятори калориферів дверей	17	0,65	0,75	2
11	Стенд збирання й обкатки машин	30			4
12	Прес кривошипний	4	0,7	1,17	2

Таблиця 1.2 - Вихідні дані для промислового підприємства в цілому

№ цеху	Назва цеху	Рн, кВт
1	2	3
1	Ливарний цех	2270
2	Штампувальний цех	2000
3	Гальванічний цех	2340
4	Механічний цех №2	970
5	Кузнечно-пресовий цех	3800
6	Механічний цех №1	1420
7	Електроремонтний цех	1100
8	Компрессорна №1
	а) 0,4 кВ	150
	б) СД 10 кВ	5000
9	Компрессорна №2
	а) 0,4 кВ	150
	б) СД 10 кВ	5000
10	Насосна станція №1	730
	Насосна станція №2	1200
11	Інструментальний цех	620
12	Заводоуправління	390
13	Матеріальний склад	60
14	Матеріальний склад	60
15	Матеріальний склад	60

1.2 Визначення розрахункового навантаження ремонтно-механічного цеху

Розрахункове навантаження ремонтно-механічного цеху можна визначити, використовуючи статистичний метод розрахунку і вихідні дані завдання. Суть методу полягає в наступному. Розрахункове навантаження ЕП визначають двома інтегральними показниками: середнім навантаженням Р_с і середньоквадратичним відхиленням за рівнянням:

, (1.1)

де - прийнята кратність розсіювання, виводиться для розрахункового навантаження за піком температури і зносом ізоляції.

Опускаючи всі викладки, для одержання виразів за цим методом коефіцієнт К_м записуємо у такому вигляді:

, (1.2)

де: . (1.3)

Тоді порядок розрахунку навантажень статистичним методом буде такий:

- по розрахунковому вузлу визначається сумарна встановлена потужність Р_ні виділяється найбільш потужний ЕП в групі Р_н.макс;

- визначається ефективне число ЕП;

- визначається середнє навантаження Р_с і К_в;

- визначається коефіцієнт максимуму К_м;

- визначається розрахункове навантаження за формулою:

(1.4)

- визначається реактивне навантаження за формулою:

, (1.5)

де: (1.6)

Розрахункове навантаження ремонтно-механічного цеху починаємо з того, що за довідковими даними заповнюємо в таблиці розрахунку коефіцієнти використання Кв і потужності .

Для вентилятору калориферів визначаємо середні навантаження:

(1.7)

 (1.8)

Аналогічно визначаємо середні навантаження для іншого устаткування ремонтно-механічного цеху і результати заносимо в таблицю.

За сумарним значенням середніх потужностей визначається коефіцієнт використання ремонтно-механічного цеху:

(1.9)

З усього устаткування вибираємо найбільш потужний електроприймач і знаходимо ефективне число:

(1.10)

Для визначення розрахункової потужності необхідно визначити коефіцієнт максимуму:

(1.11)

Знаходимо активну розрахункову потужність ремонтно-механічного цеху:

(1.12)

За довідковими таблицями знаходимо коефіцієнт L_м = 1,0 для визначення реактивної потужності:

(1.13)

Повна потужність ремонтно-механічного цеху:

(1.14)

Всі отримані результати заносимо в таблицю 1.3.

Таблиця 1.3 - Розрахункове навантаження ремонтно-механічного цеху

Найменування устаткування	Кількість шт.	Установлена потужність, кВт	Кв		Розра-хункові величини	Nеф	Км	Рр, кВт	Qр, кВар	Sp, кВА	Ip, A
		Одного ЕП	Загальна			Рс, кВт	Qc, кВар
2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Вентилятор калориферів	4	5,5	22	0,65	0,75	14,3	10,7
Зварювальний тр-тор, ПВ=65%	2	32	64	0,3	1,73	19,2	33,2
Кран мосто-вий, G=10т, ПВ=40%	3	60+35+6+ 60	483	0,1	1,73	48,3	83,6
Вертикально-свердлильний верстат	2	5,5+ 0,4	11,8	0,14	1,73	1,65	2,9
Наждак	3	4	12	0,25	1,17	3	3,5
Токарно-гвинторізний верстат	2	22+ 2,2+ 0,2	48,8	0,16	1,73	7,8	13,5
Продольно-строгальний верстат	2	55+22+13+ 2,2	184,4	0,17	1,17	31,3	36,7
Вертикально-свердлильний верстат	3	10+ 1,5+ 0,4	35,7	0,14	1,73	5	8,6
Механічні двері	1	1,5	1,5	0,8	0,75	1,2	0,9
Вентилятори калориферів дверей	2	17	34	0,65	0,75	22,1	16,6
Стенд збирання й обкатки машин	4	30	120	0,7	1,17	84	98,3
Прес кривошипний	2	4	8	0,7	1,17	5,6	6,55
Всього	30		1025,2	0,24		243,5	315	13	1,47	358	315	476,9	724,6

1.3 Визначення розрахункового навантаження цехів

Площу освітлювальних приміщень розраховуємо за масштабом, зазначеним у завданні. Питоме освітлювальне навантаження для окремих промислових приміщень і коефіцієнт попиту освітлювальних установок приймаємо відповідно до довідкових даних.

Визначаємо розрахункове навантаження ливарного цеху за формулами:

(1.15)

(1.16)

Визначаємо площу цього цеху, вона дорівнює 4900 м². За питомим значенням освітлювального навантаження і площі цеху визначаємо номінальну потужність освітлювальних установок:

(1.17)

(1.18)

Сумарне активне навантаження для цеху:

(1.19)

Повна потужність цеху з урахуванням освітлювального навантаження:

 (1.20)

Аналогічно визначаємо потужність для інших цехів та заносимо в таблицю 1.4.

Таблиця 1.4 - Розрахункове навантаження цехів

Назва цеху	Силове навантаження	Освітлювальне навантаження	Силове та освітлювальне навантаження
	Рн, кВт	Кn	cos	Pp, кВт	Qp, кВар	F,м2	Рп.о, кВт	Рн.о, кВт	Кп.о	Рр.о, кВт	Рр+Рр. кВт	Qp, кВар	Sp, кВА
2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Ливарний цех	2270	0,75	0,8	1702,5	1277	4900	14,3	70,1	0,95	67	1769,5	1277	2182
Штампува-льний цех	2000	0,75	0,8	1500	1125	15675	15,6	244,5	0,85	208	1708	1125	2045
Гальва-нічний цех	2340	0,5	0,65	1170	1368	23650	17,0	402	0,95	382	1552	1368	2069
Механічний цех №2	970	0,5	0,65	485	567,5	15675	17,0	266,5	0,95	253	738	567,5	931
Кузнечно-пресовий цех	3800	0,75	0,8	2850	2138	15675	14,3	224	0,95	213	3063	2138	3735
Механічний цех №1	1420	0,5	0,65	710	831	5075	17,0	86,3	0,95	82	792	831	1148
Електроре - монтний цех	1100	0,6	0,75	660	581	9600	14,3	137,3	0,85	117	777	581	970
Компре-сорна №1 0,4 кВ	150	0,75	0,8	112,5	84,4	1250	9,1	11,4	0,95	11	3873,5	2897,4	4837
Компресор-на №1 СД 10 кВ	5000	0,75	0,8	3750	2813
Компре-сорна №2 0,4 кВ	150	0,75	0,8	112,5	84,4	1250	9,1	11,4	0,95	11	3873,5	2897,4	4837
Компресор-на №2 СД 10 кВ	5000	0,75	0,8	3750	2813
Насосна станція №1	730	0,75	0,8	548	411	600	9,1	5,5	0,95	5,2	1453,2	1086	1814
Насосна станція №2	1200	0,75	0,8	900	675
Інструмен-тальний цех	620	0,6	0,76	372	318	600	14,0	8,4	0,95	8	380	318	496
Заводо-управління	390	0,77	0,8	300	249	10000	17,0	170	0,95	161,5	461,5	249	524
Матеріаль-ний склад	60	0,2	0,6	12	16	5000	8,1	40,5	0,95	38,5	50,5	16	53
Матеріаль-ний склад	60	0,2	0,6	12	16	1150	8,1	9,3	0,95	9	21	16	26,4
Матеріаль-ний склад	60	0,2	0,6	12	16	2000	8,1	16,2	0,95	15,4	27,4	16	32
РМЦ	476,9	0,75	0,76	358	315	5000	14,3	71,5	0,85	61	419	315	524
Територія						112100	0,22	24,7	1	24,7	24,7
Всього	27797			19317	15698			1800		1454,3			26036

1.4 Визначення розрахункового навантаження промислового підприємства в цілому

Розрахункова повна потужність заводу визначається за розрахунковим активним та реактивним навантаженням цехів з урахуванням розрахункових навантажень освітлення, втрат потужності в трансформаторах цехових і головних знижувальних підстанцій. Сумарні розрахункові активні і реактивні навантаження промислового підприємства за результатами розрахунків дорівнюють:

- силових приймачів - Р_р = 19317 кВт, Q_р = 15698 кВар;

- освітлювальних приймачів, включаючи висвітлення цехів і територій промислового підприємства - Р_р.о = 1454,3 кВт.

Оскільки трансформатори цехових підстанцій ще не обрані, то приблизно втрати потужності в них визначають із співвідношень:

- активні (1.21)

- реактивні, (1.22)

де:

. (1.23)

Тоді втрати потужності в трансформаторах цехових підстанцій складуть:

- активні

- реактивні

Визначаємо розрахункову активну потужність промислового підприємства, віднесену до шин ГПП, за виразом:

(1.24)

Середньорічне активне навантаження промислового підприємства:

(1.25)

Розрахункова реактивна потужність промислового підприємства, віднесена до шин 10 кВ головної знижувальної підстанції з урахуванням коефіцієнту різночасності максимумів силового навантаження К_р.м = 0,95 визначається за виразом:

(1.26)

Знаходимо значення середньозваженого, природного коефіцієнта потужності за рік:

(1.27)

Нормативне значення коефіцієнта потужності приймаємо рівним 0,95, отже, tg=0,33. Тоді:

(1.28)

Нескомпенсована потужність на шинах 10 кВ головної знижувальної підстанції:

(1.29)

Розрахункове навантаження на шинах 10 кВ головної знижувальної підстанції з урахуванням компенсації реактивної потужності:

 (1.30)

Оскільки трансформатори головної знижувальної підстанції ще не обрані, то втрати потужності в них знаходимо приблизно:

- активні:

(1.31)

- реактивні:

(1.32)

Розрахункова повна потужність промислового підприємства з боку вищої напруги трансформаторів головної знижувальної підстанції складає:

(1.33)

2. Релейний захист силового трансформатора ГПП

2.1 Пошкодження і ненормальні режими роботи трансформаторів

До пошкоджень трансформаторів відносять:

- міжфазні КЗ на виводах і в обмотках (останні виникають набагато рідше, ніж перші);

- однофазні КЗ (на землю і між витками обмотки, тобто замикання);

- «пожежа сталі» сердечника.

До ненормальних режимів відносяться: перевантаження, викликані відключенням, наприклад, одного з паралельно працюючих трансформаторів.

Струми перевантаження відносно невеликі, і тому допускається перевантаження протягом часу, визначуваного кратністю струму перевантаження по відношенню до номінального; виникнення струмів при зовнішніх КЗ, що є небезпекою в основному через їх теплову дію на обмотки трансформатора, оскільки ці струми можуть істотно перевершувати номінальні.

Тривале проходження струму зовнішнього КЗ може виникнути при пошкодженні, що не відключилося, на приєднанні, що відходить від трансформатора; неприпустиме пониження рівня масла, що викликається значним пониженням температури я іншими причинами.

2.2 Розрахунок струмових режимів трансформатора

Початкові дані для розрахунку: 1) схема живлення; 2) параметри енергосистеми: потужність 1800 МВА, напруга 110 кВ; 3) параметри трансформатора 110/10 кВ: потужність 25 МВА, напруга короткого замикання 10,5%, потужність короткого замикання 600 кВт; 4) параметри лінії 110 кВ: довжина 3,5 км, поперечний переріз 185 мм².

Номінальні струми в обмотках високої напруги (ВН) і низької напруги (НН) трансформаторів обчислюють за формулами:

(2.1)

(2.2)

де S_T^H - номінальна потужність трансформатора, кВА;

U_BH^H, U_HH^H - номінальні лінійні напруги обмоток ВН і НН, кВ.

Максимальний струм обмоток ВН і НН у після аварійному режимі двотрансформаторної підстанції 110/10 кВ при виході з ладу одного з трансформаторів, коли другий працює з перевантаженням 140%, дорівнює:

(2.3)

Розрахунок струмів в обмотках ВН і НН при коротких замиканнях на виводах обмотки НН виконуємо на основі схеми заміщення мережі 110 кВ, показану на рис. 2. 1.

У схемі заміщення реальні елементи мережі лінія і трансформатор представлені активними й реактивними опорами, величини яких визначаються наступним чином. Реактивний опір Хс енергосистеми обчислюють за формулою:

(2.4)

де Uc, Sc - номінальні значення напруги в кВ і потужності в МВА енергосистеми.

Активний Rпл і реактивний Хпл опори повітряної лінії 110кВ розраховують за формулами:

(2.5)

де r_пл, x_пл - питомий активний і реактивний опори 1 км сталеалюмінієвих проводів марки АС, значення яких є довідковими;

l_пл - довжина повітряної лінії, км.

Повний Zт, активний Rт, реактивний Xт опори трансформатора у режимі короткого замикання на виводах обмотки НН розраховується за формулами:

(2.6)

(2.7)

(2.8)

де Uк% - напруга короткого замикання трансформатора у процентах від номінальної напруги;

S т - номінальна потужність трансформатора, МВА;

Uвн, Iвн - номінальні значення напруги (кВ) і струму (А) обмотки ВН;

Pк - втрати короткого замикання трансформатора, Вт.

Повний опір схеми заміщення дорівнює:

(2.9)



Рис. 2.1 - Розрахункова схема і схема заміщення живлення трансформатора

Таблиця 2.1 - Параметри схеми заміщення

Назва параметрів схеми	Формула для розрахунку	Числове значення
Реактивний опір енергосистеми, Ом	2.4	6,72
Активний опір лінії, Ом	2.5	0,57
Реактивний опір лінії, Ом	2.5	1,45
Повний опір трансформатора, Ом	2.6	50,82
Активний опір трансформатора, Ом	2.7	11,6
Реактивний опір трансформатора, Ом	2.8	49,5
Повний опір схеми заміщення, Ом	2.9	58,94

Розглянемо струми в обмотках ВН і НН при коротких замиканнях на виводах обмотки НН. При коротких замиканнях всередині обмоток ВН і НН ці струми будуть більшими, а для побудови релейних захистів необхідно знати мінімальні значення струмів короткого замикання. Таким чином, струми в обмотках ВН при наступних типах коротких замикань на виводах обмотки НН розраховуються за формулами:

1) для трифазного короткого замикання:

 (2.10)

2) для двофазного короткого замикання:

(2.11)

3) для однофазного короткого замикання у пошкодженій фазі і в нейтралі:

(2.12)

4) для однофазного короткого замикання у непошкодженій фазі:

(2.13)

Струми в обмотках НН при цьому визначають за формулою:

(2.14)

Термічну стійкість трансформатора, тобто інтервал часу збереження властивостей ізоляції при протіканні по обмотках трансформатора трифазних струмів короткого замикання знаходять за формулою:

(2.15)

де К_кс - коефіцієнт кратності струму, .

Якщо розрахункове значення (2.15) перевищує 3 сек, то термічну стійкість приймають 3 сек.

Вмикання трансформатора під напругу викликає кидок струму в обмотці ВН. Кидок струму, безпечний для трансформатора, може призвести до хибного спрацьовування релейних захистів і відключення трансформатора від джерела живлення. Тому релейний захист необхідно відстроювати від кидків струму за рахунок вибору уставок спрацювання за струмом або за часом.

Величина кидка струму може бути розрахована в результаті вирішення системи нелінійних диференціальних рівнянь, що досить складно. Тому на практиці для розрахунку величини кидка струму користуються емпіричною формулою:

(2.16)

Тривалість кидка струму за часом у загальному випадку не перевищує тривалості 2-3 періодів мережної напруги, тобто 0,04-0,06 секунди. Розрахунок струмових режимів трансформатора зводимо у табл. 2.2.

Таблиця 2.2 - Результати розрахунку параметрів трансформатора.

Назва параметрів	Формула для обчислення	Числове значення
Номінальна потужність, кВА	-	25000
Коефіцієнт трансформації	-	11
Напруга короткого замикання, %	-	10,5
Втрати короткого замикання, кВт	-	600
Струми обмотки ВН:	-	-
- номінальний, А	2.1	131,2
- максимальний, А	2.3	183,7
- трифазного к. з., А	2.10	1077,5
- двофазного к. з., А	2.11	933,1
- однофазного к. з., А	2.12	718,3
- однофазного к. з., А	2.13	359,2
Струми обмотки НН:	-	-
- номінальний, А	2.2	1443,4
- максимальний, А	2.3	2020,8
- трифазного к. з., А	2.14	11852,5
- двофазного к. з., А	2.14	10264,1
- однофазного к. з., А	2.14	7901,3
Кидок струму обмотки ВН, А	2.16	524,8
Термічна стійкість, с	2.15	3

2.3 Розрахунок релейних захистів

Для трансформаторів 110/10 кВ згідно з «Правилами улаштування електроустановок (ПУЕ)» повинні бути передбачені релейні захисти від наступних видів пошкоджень і ненормальних режимів роботи:

- міжфазних коротких замикань в обмотках ВН і НН та на їх виводах;

- однофазних коротких замикань на металеві частини трансформатора, з'єднані із землею;

- міжвиткових коротких замикань в обмотках ВН і НН;

- від струмів в обмотках ВН і НН, спричинених перевантаженням трансформатора більше 140%;

- від струмів в обмотках ВН і НН, спричинених зовнішніми короткими замиканнями, тобто короткими замиканнями на лініях 10 кВ;

- від зниження рівня масла в корпусі трансформатора.

Для захисту трансформатора від вищеназваних пошкоджень приймаємо згідно з ПУЕ наступні захисти:

- диференціальний захист, як основний захист від міжфазних коротких замикань обмоток ВН і НН та їх виводів;

- максимальний струмовий захист, підключений до нейтралі обмотки ВН, з'єднаної в «зірку» від однофазних коротких замикань на землю;

- максимальний струмовий захист від симетричних перевантажень трансформатора з дією на сигнал чергового персоналу;

- максимальний струмовий захист оберненої послідовності від зовнішніх коротких замикань;

- газовий захист від міжвиткових коротких замикань в обмотках ВН і НН та від зниження рівня охолоджувального масла в розширювальному баку трансформатора;

- захист від однофазних замикань на землю обмотки НН з ізольованою нейтраллю, з'єднаної у «трикутник» з дією на сигнал, так званий захист нульової послідовності.

Диференціальний захист трансформаторів є основним захистом від внутрішніх коротких замикань у трансформаторах потужністю 6,3 МВА і більше, а також для трансформаторів потужністю 1-4 МВА при їх паралельній роботі згідно з вимогами ПУЕ. Принцип дії диференціального захисту пояснюється його схемою, зображеною на рис. 2.2. Схема містить в собі трансформатори струму на стороні ВН і НН відповідно ТАВН і ТАНН і реле струму КА1. Вторинні обмотки ТАВН і ТАНН з'єднані між собою і реле КА1 таким чином, щоб їх струми через катушку реле КА1 протікали зустрічно, тобто віднімались. Вторинні струми ТАВН і ТАНН при відповідному підборі їх коефіцієнтів трансформації повинні бути однаковими, рівними за величиною. Тоді при нормальному режимі роботи трансформатора різниця струмів у котушці реле КА1 дорівнює нулю і воно не спрацьовує. При коротких замиканнях за трансформатором струму ТАНН (точка К.2 на схемі) вторинні струми від ТАВН і ТАНН пропорційно зростають, але їх різниця залишається дорівнювати нулю і реле КА1 знову не спрацьовує.

При коротких замиканнях всередині зони між трансформаторами струму ТАВН і ТАНН (точки К.1 на схемі) струм від ТАНН стає рівним нулю при односторонньому живленні силового трансформатора або змінює напрямок на протилежний, тобто додається до струму від ТАВН при паралельній роботі трансформаторів. В обох випадках через котушку реле КА1 протікає струм і воно спрацьовує.

Все вищеназване справедливо для силових трансформаторів з групою з'єднання обмоток «зірка-зірка-нуль». У силових трансформаторах з групою з'єднання обмоток «зірка-трикутник-11» струми обмоток ВН і НН мають фазовий зсув, тобто струм обмотки ВН випереджає струм обмотки НН на 330 електричних градусів. Ця обставина призводить до того що в нормальному режимі роботи трансформатора і при зовнішніх коротких замиканнях (точка К.2 на рис. 2.1) різниця вторинних струмів від ТАВН і ТАНН не дорівнює нулю, що спричинює спрацювання реле КА1. Для усунення цього, вторинні обмотки трансформаторів струму ТАВН і ТАНН з'єднують у схеми протилежні схемам з'єднання обмоток ВН і НН силового трансформатора як показано на рис. 2.3. При такій схемі вторинні струми ТАВН і ТАНН співпадають за фазою.

На практиці різниця струмів від ТАВН і ТАНН завжди більше нуля, тому що їх не можливо підібрати з необхідними коефіцієнтами трансформації. Тоді через котушки струмових реле КА1-КА3 протікає струм і в нормальному режимі роботи трансформатора і при зовнішніх коротких замиканнях. Цей струм називають струмом небалансу і, отже, уставка спрацьовування диференціального захисту повинна бути більшою за струм небалансу, за струм холостого ходу трансформатора і за кидок струму намагнічування при вмиканні трансформатора під напругу.

Для побудови диференціальних захистів трансформаторів використовують спеціальне реле серії РНТ-565 або ДЗТ-11 (в нашому випадку диференційний захист проектуємо на основі реле ДЗТ-11, тому що потужність трансформатора що захищається більше 16 МВА), яке являє собою сукупність струмового реле типу РТ-40/0,02 і проміжного трансформатора ПТ як показано на рис. 2.4.

Реле ДЗТ-11 відрізняється від реле РНТ-565 наявністю так названої гальмової обмотки. Якщо реле РНТ-565 спрацьовує при МДС F_ср = 100 ампер-витків, то МРС спрацьовування для реле ДЗТ-11 зростає з ростом струму зовнішнього к. з. (рис. 2.5). Залежність F_ср = f (I_к.з) називають гальмовою характеристикою. Це практично виключає спрацьовування ДЗТ-11 при зовнішньому к. з.

Конструкція і внутрішня схема реле ДЗТ-11 показані на мал. 2.4. Гальмова обмотка ТО у вигляді двох секцій намотана на крайніх стрижнях проміжного трансформатора струму (ПТТ) таким чином, щоб її магнітні потоки віднімалися з магнітного потоку від диференціальної і зрівняльної обмоток. Тоді в напівсекціях робочої обмотки не індукується ЕРС і не спрацьовує виконавче КА при зовнішніх к. з. При внутрішніх к.з. у гальмовій обмотці струм і магнітний потік від трансформатора струму на стороні НН дорівнюють нулю і реле КА спрацьовує. Гальмова обмотка завжди включається на стороні обмотки НН двохобмоткового трансформатора і на суму струмів обмоток НН для трансформаторів з розщепленими обмотками. Для трьох обмотувальних трансформаторів гальмова обмотка включається на суму струмів обмоток НН і СН (рис. 2.5). Розрахунок диференціального захисту на реле ДЗТ-11 полягає у визначенні уставки спрацьовування реле, схеми включення зрівняльної обмотки і в розрахунку кількості витків обмоток.

Виконавче струмове реле РТ-40/0,02 підключене до робочої вторинної обмотки проміжного трансформатора ПТ, в якій індукується електрорушійна сила (ЕРС) магнітним потоком в осерді. Останній створюється результуючою магніторушійною силою (МРС) первинних обмоток: диференціальної ДО, двох зрівняльних обмоток 30-1, 30-2 та короткозамкненої КО. Реле РТ-40/0,02 спрацьовує при певному значенні струму вторинної обмотки ПТ, якому відповідає певне значення магнітного потоку в осерді і, отже, певне значення МРС спрацьовування F_С.Р., тобто:

(2.17)

де I_до, I_зо-1, I_ко - струми відповідно в обмотках диференціальній, зрівняльній і короткозамкненій, А;

W_до, W_зо-1, W_ко - кількість витків обмоток диференціальної, зрівняльної і короткозамкненої.

При вмиканні на різницю вторинних струмів ТАВН і ТАНН тільки диференціальної обмотки ДО через неї протікає струм небалансу , тобто:

(2.18)

де - вторинні струми трансформаторів струму ТАВН і ТАНН при трифазному короткому замиканні на виводах обмотки НН силового трансформатора.

Струм небалансу (2.18) створює магніторушійну силу (МРС) небалансу F_нб, тобто:

, (2.19)

яка створює магнітний потік небалансу, здатний спричинити спрацьовування виконавчого реле. Для компенсації МРС небалансу (2.19), тобто, щоб F_нб=0, необхідно створити додаткову МРС, ввімкнувши зрівняльну обмотку У0-1 послідовно з диференціальною ДО і пропустити через неї менше значення струму .

Розрахунок диференціального захисту на основі реле ДЗТ-11 полягає у розрахунку струму спрацьовування I_с.р реле, схеми вмикання і кількості витків обмоток ДО і У0-1. Перевірка відстроювання захисту від кидків струму намагнічування не потрібна, тому що реле має короткозамкнену обмотку, яка зменшує магнітний потік в осерді в ці моменти.

Методика розрахунку параметрів реле ДЗТ-11 полягає в наступному. Трансформатори струму ТАВН і ТАНН вибирають за їх первинними струмами Й₁ за умовою:

 (2.20)

Струм спрацьовування реле ДЗТ-11 розраховують за формулою:

(2.21)

де К_сх - коефіцієнт схеми з`єднання вторинних обмоток ТАВН: для схеми «трикутника» Ксх=1,73; для «зірки» Ксх=1;

К_тавн - коефіцієнт трансформації ТАВН.

Питання вмикання зрівняльної обмотки У0-1 у вторинне коло ТАВН чи ТАНН залежить від знаку нерівності їх вторинних струмів. Якщо , то зрівняльну обмотку У0-1 вмикають в коло ТАВН, тоді при внутрішньому короткому замиканні трансформатора реле ДЗТ-11 спрацьовує від вторинного струму ТАВН відповідно з рівнянням магніторушійних сил обмоток, тобто:

(2.22)

При зовнішньому короткому замиканні за трансформатором реле ДЗТ-11 не повинно спрацьовувати. Для забезпечення цієї умови необхідно компенсувати вплив струму небалансу (2.18) і відповідно йому МРС небалансу (2.19). Це можливо, коли МРС небалансу дорівнює МРС зрівняльної обмотки, тобто:

(2.23)

Рівняння (2.22) і (2.23) являють собою систему рівнянь з двома невідомими, вирішення якої наступне:

 (2.24)

(2.25)

Якщо , то зрівняльну обмотку вмикають у коло ТАНН. Кількість витків обмоток при цьому визначається із аналогічних рівнянь за формулами:

(2.26)

(2.27)

Кількість витків гальмової обмотки визначається за формулою:

(2.28)

При отриманні дрібної кількості витків обмоток її округлюють до цілого числа за законами округлення. Результати розрахунку диференціального захисту зводимо в табл. 2.3.

Таблиця 2.3 - Результати розрахунку диференціального захисту на реле ДЗТ

Назва параметра	Формула для обчислення	Числове значення
1	2	3
Номінальний первинний струм:	-	-
- трансформатор струму ТАВН	2.20	183,7
- трансформатор струму ТАНН	2.20	2020
Коефіцієнт трансформації:	-	-
- трансформатор струму ТАВН	-	40
- трансформатор струму ТАНН	-	400
Вторинні струми трансформаторі:	-
- на стороні ВН, І2ТАВН, А	-	4,59
- на стороні НН, І2ТАНН, А	-	5,05
Струм небалансу, ІНБ, А	2.18	2,69
Уставка спрацювання реле ІС.Р, А	2.21	7,37
Кількість витків диференціальної обмотки:	-
- розрахункова	2.24; 2.26	72,4
- прийнята	-	73
Кількість витків зрівняльної обмотки:	-
- розрахункова	2.25; 2.27	1,23
- прийнята	-	2
Кількість витків гальмової обмотки:
- розрахункова	2.28	6,63
- прийнята	-	7

Захист трансформатора від однофазних коротких замикань обмотки ВН 110 кВ з глухозаземленою нейтраллю називають максимальним струмовим захистом нульової послідовності МСЗН. Принцип роботи ґрунтується на вимірюванні струму в нейтралі обмотки ВН трансформатора, що з'являється лише у випадках однофазних коротких замикань на землю. МСЗН призначений для резервування неспрацьовування диференціального захисту трансформатора, тому спрацьовує з витримкою часу, що дорівнює інтервалу часу термічної стійкості ізоляції трансфорформатора (табл. 2.2).

Уставку спрацьовування МСЗН розраховують за емпіричною формулою:

(2.29)

Перевірку МСЗН на чутливість виконують згідно з ПУЕ за величиною коефіцієнта чутливості К_МСЗН, тобто:

(2.30)

Розрахунок МСЗН за даною методикою зводять в табл. 2.4.

Таблиця 2.4 - Результати розрахунку МСЗН

Назва параметра	Формула для обчислення	Числове значення
Номінальний струм обмотки ВН, А	табл. 2.2	131,2
Уставка спрацьовування МСЗН, А	2.29	65,5
Витримка часу МСЗН, сек	табл. 2.2	3
Однофазний струм к. з., А	2.12	718,3
Коефіцієнт чутливості МСЗН	2.30	10,9

Звичайний максимальний струмовий захист (МСЗ) згідно ПУЕ встановлюється в обов?язковому порядку на всіх трансформаторах потужністю більше 400 кВА незалежно від наявності інших захистів. У загальному випадку МСЗ призначений для резервування неспрацьовування диференціального захисту і релейних захистів шин і ліній 10 кВ, для захисту трансформатора від перевантажень у тому числі струмами зовнішніх коротких замикань на лініях 10 кВ, трансформаторах 10/0,4 кВ і на лініях 0,4 кВ. На двохобмоткових трансформаторах МСЗ влаштовують на стороні ВН, але при спрацьовуванні з витримкою часу МСЗ діє на вимикання вимикачів з обох сторон ВН і НН трансформатора.

Уставку спрацьовування МСЗ визначають за формулою:

(2.31)

де: К_зап = 1,2 - коефіцієнт запасу;

К_сзп - коефіцієнт самозапуску високовольтних електродвигунів: при їх відсутності Ксзп= 1, при наявності Ксзп= 1,5;

Кп = 0,8 - коефіцієнт повернення струмового реле;

- максимальний робочий струм обмотки ВН, А (табл. 2.2).

Витримка часу спрацьовування МСЗ визначається термічною стійкістю ізоляції трансформатора згідно табл. 2.2. Перевірка чутливості МСЗ полягає у розрахунку коефіцієнта чутливості і його відповідності вимогам ПУЕ, тобто:

(2.32)

Розрахунок МСЗ за даною методикою зводимо в табл. 2.5.

Таблиця 2.5 - Результати розрахунку МСЗ

Назва параметрів	Формула для обчислення	Числове значення
Максимальний струм обмотки ВН, А	табл. 2.2	183,7
Уставка спрацьовування МСЗ, А	2.31	413,3
Витримка часу МСЗ, сек	табл 2.2	3
Однофазний струм к. з., А	2.12	718,3
Коефіцієнт чутливості МСЗ	2.32	1,74

3. Економічна частина

3.1 Загальні положення

Економічна частина дипломного проекту включає економічні розрахунки розробок, виконаних в основній (технічної) частині проекту, містити необхідні пояснення до них, а також посилання на відповідні літературні джерела й нормативні документи.

Відповідно до «Правил влаштування електротехнічних установок (ПУЕ)», електроприймачем (ЕП) вважається електрична частина технологічної установки, що одержує електроенергію для технологічного процесу.

Приймачі електроенергії класифікують за наступними експлуатаційно - технічними ознаками: виробниче призначення, виробничі зв'язки, режими роботи, потужність і напруга, рід струму, розташування.

За величиною напруги всі приймачі можна розділити на дві групи: до 1000 В і понад 1000 В.

Велика частина електроприймачів одержують електроенергію на напрузі до 1000 В. Електроенергія між споживачами розподіляється за допомогою електричних мереж, що прокладаються зовні (зовнішні) і усередині (внутрішні) будівель.

Зовнішні мережі напругою до 1000 В знайшли обмежене вживання на промислових підприємствах.

Мережі напругою до 1000 В в основному прокладаються всередині будівель промислових підприємств.

Мережі напругою понад 1000 В (6 кВ і 10 кВ) використовують для розподілу електричної енергії між споживачами (цехами і підрозділами підприємства) і складаються з ліній електропередач і підстанцій різних класів напруги і потужності.

У тому випадку, коли енергогосподарство окремих підрозділів і цехів відноситься (входить) безпосередньо до відповідних підрозділів основного виробництва, тоді витрати на споруди і обслуговування відносяться до відповідного підрозділу.

Всі елементи СЕП в економічній частині диплому розраховують (оцінюють) відповідно до параметрів: напруга, потужність, переріз, протяжність, виконання.

Таким чином до складу економічної частини дипломного проекту включаються витрати на такі складові частини системи заводського електропостачання:

1. Головна знижувальна підстанція (ГЗП);

2. Цехові трансформаторні підстанції (ЦТП);

3. Силові розподільні пункти (РП);

4. Лінії електропередачі (ЛЕП).

У даний час передача і розподіл електричної енергії всередині підприємства (на напрузі 6-10 кВ) проводиться кабельними лініями. Слід врахувати, що мають місце випадки, коли на балансі підприємства знаходяться заходи на ГПП ВЛ, 110 і 220 кВ.

При проектуванні й спорудженні системи електропостачання підприємств у даний час використовують типові й стандартні елементи (підстанції, ТП, РУ). У разі реконструкції окреме устаткування піддається ремонту і модернізації. У цьому випадку використовуються складові частини мереж і устаткування (шини, трансформатори, вимикачі, вимірювальна техніка і т. п.).

3.2 Розрахунок обсягу капітальних вкладень в будівництво і монтаж системи електроспоживання

Капітальні вкладення за проектованою схемою електропостачання підприємства слід визначати на основі укрупнених техніко-економічних показників вартості елементів систем промислового електропостачання (УПВ). Значення капітальних витрат приймаємо за кошторисами на типові проекти, робочими кресленнями або технічними проектами, що містять подібні елементи, за цінниками на устаткування і його монтаж, а також за звітними матеріалами підприємств.

Капітальні вкладення визначаємо по всіх елементах системи електропостачання, що розробляється, з урахуванням вартості устаткування, монтажу і будівельних робот. Вартість цехового устаткування (силового і освітлювального) можна визначаємо укрупнено залежно від сумарної встановленої потужності й питомих капіталовкладень на 1 кВт потужності (в разі потреби).

Загальну вартість проектованої системи електропостачання визначають шляхом підсумовування вартості її окремих елементів. Результати розрахунків капітальних вкладень представляємо у вигляді зведеної таблиці (табл. 4.1).

При розрахунку витрат на лінії передачі слід враховувати напругу й переріз ліній. Постійна частина витрат на будівництво підстанцій 35-220 кВ включає витрати на підготовку й впорядкування території, доріг, системи водотеплопостачання, водовідведення, трансформаторне і масляне господарство, компресорну, ЗПУ та інші загальностанційні витрати.

Таблиця 3.1 - Розрахунок капітальних вкладень

Найменування елементів СЕП	Напруга, кВ	Од. виміру	Кількість одиниць	Вартість, тис. грн
				Одиниці	Загальна
1. ЛЕП за класами напруги і перерізами:
- повітряні	110	км	3,5	27	94,5
- кабельні: 3х50 3х70 3х120 3х240	10 10 10 10	км км км км	0,235 0,115 0,6 0,16	8,4 9,4 11,4 16,2	1,974 1,081 6,84 2,592
Разом по ЛЕП					106,987
2. Підстанції:
- головна знижуюча підстанція (ГЗП) 25 МВА	110/10	шт.	1	2750	2750
- розподільчі пункти	10	шт.	1	56,94	56,94
- цехові підстанції: 2х1600 2х2500	10/0,4 10/0,4	шт. шт.	4 6	243 337,5	972 2025
- компенсуючі пристрої: 75 КВар 100 КВар 200 КВар 600 КВар	0,4 0,4 0,4 0,4	шт. шт. шт. шт.	1 1 1 6	10,85 12,34 22,67 49,18	10,85 12,34 22,67 295,1
Разом по устаткуванню підстанцій					6145
Постійні витрати по підстанціях (1%)					61,45
Разом по підстанціях					6206,45
3. Електроустаткування цехів: - силове - освітлювальне	0,4 0,4				42224,94 1120
Разом по електроустатку-ванню цехів					43344,94
Разом за системою електро-постачання					49563,87
Витрати на проектування, непередбачені роботи й витрати (2-4%) від попереднього розміру					991,27
Всього за проектом					50555,15

3.3 Визначення виробничих витрат з експлуатації системи електроспоживання підприємства

Річні витрати з експлуатації і обслуговування системи електроустаткування підприємства в дипломному проекті визначаються шляхом складання кошторису витрат за наступними складовими:

? амортизаційні витрати (відрахування);

? основна і додаткова заробітна плата обслуговуючого персоналу;

? відрахування на соціальні заходи;

? витрати на матеріали й запасні частини;

? послуги сторонніх організацій;

? інші витрати.

При реконструкції і модернізації СЕП підприємств кошторис річних експлуатаційних витрат розраховують до реконструкції і після.

Розрахунок амортизаційних відрахувань

Амортизаційні відрахування визначаються, виходячи з первинної вартості основних фундацій проектованого об'єкта і діючих норм амортизаційних відрахувань шляхом рівномірного способу розрахунку.

Розмір річних амортизаційних відрахувань по проектованій системі в цілому визначаємо як суму цих відрахувань по окремих групах основних фондів виробничого призначення.

Амортизацію розраховуємо по чотирьох групах основних фондів. Розмір річних амортизаційних відрахувань за системою електропостачання визначають за формулою:

(3.1)

Амортизацію (річну) по кожній групі основних фундацій знаходимо з виразу:

, (3.2)

де: Ф_оі - вартість (первинна) по відповідній групі основних фондів, тис. грн.;

Н_аі - норма амортизації відповідної групи (i) основних фондів, %. Розрахунок амортизаційних відрахувань зводять в табл. 3.2.

Таблиця 3.2 - Розрахунок амортизаційних відрахувань

Найменування групи основних фондів	Вартість основних фондів, тис. грн.	Норма амортизаційних відрахувань, %	Величина амортизаційних відрахувань, тис. грн.
1. Споруди, будівлі та їх компоненти	5055,8	8,0	404,5
2. Автотранспорт, меблі, офісне обладнання, приладдя	1125,9	40,0	450,36
3. Робочі машини, силове обладнання	50555,15	24,0	12133,2
4. ЕОМ, прилади для автоматичної обробки інформації, програмне забезпечення	312,0	60,0	187,2
Всього			13175,26

Визначення чисельності персоналу і фонду оплати праці

У розрахунках річних експлуатаційних витрат наявний елемент «Фонд оплати праці». Для розрахунку його величини необхідно заздалегідь визначити чисельність і структуру кадрового складу організації.

Структура промислово-виробничого персоналу складається таким чином: робітники, інженерно-технологічний персонал (фахівці), службовці.

До складу обслуговуючого персоналу СЕП в проекті можна не враховувати АУП. Для розрахунків ФОП у проекті слід визначити обліковий склад вказаних вище категорій персоналу і планову річну дійсну фундацію часу. Остання залежить від прийнятої на підприємстві тривалості робочої зміни і регламенту трудового процесу (число змін, число робочих днів за періодами та ін.)

Розрахунок чисельності персоналу

При визначенні загальної чисельності працюючих необхідно провести розрахунок персоналу за категоріями, з урахуванням існуючих між ними співвідношень, а потім підсумувати їх.

При розрахунку персоналу «Відділу головного енергетика» (ВГЕ) необхідно мати на увазі, що персонал ділиться на дві функціонально самостійні частини: оперативний (вахтовий) і ремонтно-експлуатаційний. При цьому методика визначення чисельності обох груп, хоч принципово однакова (залежно від об'єму обслуговування), має методичні відмінності залежно від функціональних обов'язків.

Кількість ремонтно-експлуатаційного персоналу визначають залежно від річного обсягу обслуговування електричних мереж підприємства. По устаткуванню входить в систему електропостачання підприємства на напругу понад 1000 В.

Кількість робітників (R) визначають, виходячи з трудомісткості річного обслуговування СЕП підприємства за формулою:

(3.3)

де R_рУ - загальна кількість ремонтно-експлуатаційного персоналу, чол.;

Т_річ - річний обсяг ремонтно-експлуатаційного обслуговування, годин/рік;

F_др. - усереднена величина річної дійсної фундації часу робочого, яка може бути прийнята 1800 рік/год. Фактична величина визначається специфікою підприємства.

Річний обсяг ремонтно-експлуатаційного обслуговування визначають шляхом підсумовування обсягів обслуговування за окремими елементами системи електропостачання:

(3.4)

де Т_ді - трудомісткість обслуговування i-го елемента, год./рік;

n - кількість елементів, груп;

Р_н - планова кількість невиходів на роботу, (3-5)%.

Таблиця 3.3. - Норми трудомісткості річного обслуговування елементів СЕП даного проекту

Найменування групи елементів	Кількість одиниць	Всього по групі	Норми капітального та поточного ремонтів, чол/год	Норми технічного обслуговування, чол/год
Цехові трансформаторні підстанціі 1600 кВА 2500 кВА	4 6	3448 6384	850 1050	12 14
Компенсуючі пристрої 75 кВар 100 кВар 200 кВар 600 кВар	1 1 1 6	40 54 80 960	30 40 63 120	10 14 17 40
ЛЕП	3,5	350	92	8
Кабельні лінії 3х50 3х70 3х120 3х240	0,235 0,115 0,6 0,16	23,5 11,5 70,2 33,3	75 75 90 160	23 23 27 48
ГЗП	1	2408	2346	62
Всього по СЕП		14630,5

Після визначення загальної кількості робітників слід визначити їх кваліфікаційну структуру (за розділами).

При нормально організованій виробничій діяльності ВГЕ (згідно з нормами ПТЕ і ПТБ) на ремонтно-експлуатаційні роботи допускаються робітники не нижче третього кваліфікаційного розряду. Рекомендується така структура ремонтно-експлуатаційного персоналу (робітників):

III - розряд - 32 - 37%,

IV - розряд - 38 - 55%,

V - розряд - 20 - 25%,

VI - розряд - VII - інші.

Число ІТП і службовців визначають за виразами:

(3.5)

(3.6)

де з_ІТР, з_сл - коефіцієнти, що визначають кількість ІТП і службовців по відношенню до величини відліку, з_ІТР = 0,5-1%; з_сл = 3-7%.

Кількість оперативного персоналу залежить від обсягу обслуговування, складності схеми електропостачання, кількості ступенів напруги і класу вищої напруги, а також від режиму роботи підприємства (кількість змін) і тривалості виробничого циклу (безперервний, три-, дво- і однозмінний).

Число оперативних працівників у зміні коливається від 2 до 8 чоловік. Слід мати на увазі, що ця категорія персоналу є самою кваліфікованою (не нижче за V розряд). При складних схемах і наявності напруги старший в схемі повинен мати кваліфікацію V-VII розряду.

Розрахунок чисельності персоналу зводимо в табл. 4.3.

Залежно від специфіки підприємства кількість оперативного персоналу в II і III зміні визначається за допомогою коефіцієнтів для кожного конкретного випадку. Можна рекомендувати такі інтервали:

для II зміни - 1-0,5 (по відношенню до I зміни),

для III зміни - 1-0,3 (по відношенню до I зміни).

Загальну кількість знаходять шляхом підсумовування:

(3.7)

де R_i - кількість оперативного персоналу по змінах (від 1 до 3 чол.).

Таблиця 3.4 - Розрахунок чисельності персоналу ВГЕ

Категорія персоналу	Кількість, чол	Структура, %
Робітники ІІІ розряду Робітники ІV розряду Робітники V розряду Робітники VI розряду	3	20
	3	20
	2	13,3
	1	6,7
Разом робітників	9	60
Оперативний персонал	4	26,7
Разом ремонтно-експлуатаційного персоналу	13	86,7
Інженерно-технічні працівники (фахівці)	1	6,7
Службовці	1	6,7
Всього персоналу ВГЕ	15	100

Після визначення числа і структури працюючих можна визначити величину ФОП. Згідно з «Положенням про оплату праці» витрати на оплату праці складаються з наступних складових:

– фонду основної заробітної плати;

- фонду додаткової заробітної плати;

- преміальних виплат;

? відрахувань на соціальні заходи.

Для визначення величини ФОП необхідно розрахувати сумарні річні експлуатаційні витрати по такій категорії, як «середня заробітна плата», що встановлюється розрахунковим шляхом для кожного конкретного підприємства.

Визначення тарифної ставки робітників, які працюють за почасово-преміальною системою оплати (с_n) праці, можна здійснити з виразу:

(3.8)



де с_n - тарифна ставка n розряду, грн./міс.;

К_тар.і - тарифний коефіцієнт і розряду;

с₁ - тарифна годинна ставка першого розряду, грн./год.

Тарифні коефіцієнти, що використовуються в ВГЕ, такі: К₁ = 1,0; К₂ = 1,22; К₃ =1,37; К₄ = 1,57; К₅ = 1,81; К₆ = 2,0; К₇ = 2,15.

Для інженерно-технічних працівників, службовців і управлінців заробітна плата встановлюється згідно з тарифною сіткою. При укрупненому розрахунку для цієї категорії працюючих можна приймати місячні оклади в інтервалі 950 - 1400 грн./міс.

Розрахунок річного фонду оплати праці (ФОП) може бути проведений за наступним виразом:

(3.9)

де ЗП_осн - основна заробітна плата, грн./міс.;

ЗП_дод - додаткова заробітна плата, грн./міс.;

П - поточна премія, грн./міс.;

n - кількість категорій трудящих;

Н_сз - відрахування на соціальні заходи, грн./міс.

Початковою величиною для визначення фундації оплати праці є основна заробітна плата. Тоді інші компоненти можуть бути встановлені у відсотках від основної заробітної плата і визначені за виразом:

 (3.10)

де б_дод - коефіцієнт, що враховує додаткову заробітну плату (45%);

б_пр - коефіцієнт, що враховує поточну премію (20%);

б_сз - коефіцієнт, що враховує відрахування на соціальні заходи (38,54%);

R_і - кількість працівників по підрозділах і категоріях.

Величину загального ФОП_? енергоперсоналу визначають шляхом підсумовування ФОП усіх категорій трудящих:

(3.11)

Подальші статті витрат в реальному виробничому процесі визначають за спеціальним кошторисом, а при дипломному проектуванні - за емпіричними формулами, приведеними нижче.

3.4 Розрахунок витрат на допоміжні матеріали

До складу витрат на допоміжні матеріали включають наступні їх види:

– на змащувальні матеріали;

– обтиральні матеріали й прокладки;

– трансформаторне мастило;

– хімічні реактиви;

– малоцінні й швидкозношувальні предмети і т. ін.

Розрахунок може проводитися за виразом:

(3.12)

де І_всп - величина витрат на допоміжні матеріали, тис. грн./рік;

І_а - річна сума амортизаційних відрахувань, тис. грн./рік;

б_всп - коефіцієнт, що визначає величину витрат на допоміжні матеріали по відношенню до суми амортизаційних відрахувань.

Величину б_всп можна приймати в наступних інтервалах:

– повітряна лінія - 0,08-0,1;

– підстанції - ТП, РП - 0,25-0,3;

– кабельні лінії - 0,15-0,2.

У тому разі, коли розрахунок амортизаційних відрахувань проводиться укрупнено по всій СЕП, мають б всп = 0,16.

3.5 Послуги сторонніх організацій

До цієї статті відносяться витрати на виконання промислових послуг і виготовлення виробів, які неможливо або нераціонально виконувати енергетичною службою підприємства:

(3.13)

де І_а - оплата послуг сторонніх організацій, тис. грн./рік.

Витрати на послуги сторонніх організацій коливаються в дуже широких межах, але, як правило, величина б_ст не перевищує 0,25.

3.6 Інші витрати

До складу статті «Інші витрати», що розраховуються в економічній частині дипломного проекту, включаються витрати: на технологічну покупну воду, вартість послуг своїх допоміжних виробництв, витрати на транспорт, зв'язок (внутрішній і зовнішній), витрати на опалювання і освітлення і т. п. Розрахунок проводять за виразом:

(3.14)

де І - інші витрати ВГЕ, тис. грн./рік;

І_о.зп - сумарна основна плата виробничого персоналу, тис. грн./рік;

б_ін - коефіцієнт, що визначає величину інших витрат по відношенню до суми основної заробітної плати і амортизації, приймаємо б_ін = 0,1-0,14.

.

3.7 Розрахунок і аналіз техніко-економічних показників системи електропостачання підприємства

На завершення розрахунків економічної частини дипломного проекту даємо оцінку ефективності розробки. Для цього розглядаємо комплекс техніко-економічних показників, на основі чого оцінюється технічна частина проекту, тобто ефективність споруди і передбачуваної експлуатації об'єкта. У разі виконання проекту реконструкції і модернізації СЕП підприємства наводять показники до і після реконструкції, проводять оцінку і дають висновок про результати.

При розробці СЕС показники порівнюють з нормативними або з показниками найбільш ефективно діючих об'єктів, після чого дають обґрунтований висновок про раціональність розробки. Розрахункові показники зводимо в табл. 4.5.

Таблиця 3.5 - Техніко-економічні показники системи електропостачання підприємства

Найменування показників	Од. виміру	Величина
1. Встановлена потужність силових трансформаторів	кВА (МВА)	25
2. Максимум електричного навантаження	кВт (МВт)	26,036
3. Число годин використання максимуму навантаження	Годин/рік	750
4. Річне електроспоживання	Млн.кВт·???	112,502
5. Питомі капіталовкладення 5.1. По лініях електропередачі кабельних повітряних	Тис.грн/км	11,25 27
5.2. По ГЗП	Грн./кВА	110
6. Коефіцієнт втрат по СЕП	%	0,2
7. Чисельність персоналу	Чол.	15
8. Коефіцієнт обслуговування	МВт/чол. (кВт/чол.)	1666,7

Висновки

Виходячи з завдання на дане дипломне проектування проведений повний розрахунок електропостачання промислового підприємства «СБ», в я кому були розглянуті та розраховані слідуючі питання:

1. На прикладі ремонтно-механічного цеху зроблений розрахунок навантажень промислових споживачів.

2. Враховуючи навантаження заданих об`єктів промислового підприємства визначено розрахункове освітлювальне та силове навантаження даних об`єктів, які було представлено у вигляді картограми навантажень на першому листі графічної частини.

3. Зроблений вибір головної знижуючої підстанції (ГЗП) (за даними добового графіка навантажень) та цехових трансформаторних підстанцій з урахуванням компенсації реактивної потужності там, де вона необхідна та технічно обґрунтована.

4. Зроблено розрахунок двох варіантів розподільчих мереж 10 кВ, згідно якого вибрано другий варіант (радіально-магістральна схема), як більш економічно вигідний за даними техніко-економічного розрахунку та відповідаючий критеріям надійності електропостачання.

5. На прикладі однієї гілки розподільчої мережі наведений розрахунок струмів короткого замикання з перевіркою попереднього вибору перерізу кабельних мереж.

6. Зроблений розрахунок пелейного захисту для силового трансформатора головної знижуючої підстанції на базі диференційного реле ДЗТ-11 та вимог ПУЕ до захисту силових трансформаторів.

7. Проведено економічний розрахунок показників, пов`язаних з будівництвом, монтажем та обслуговуванням обраної схеми розподільчих мереж.

Список літературних джерел

1. Правила устройств электроустановок. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 648 с.

2. Учебное пособие для курсового проектирования по основам электроснабжения промышленных предприятий. - Чебоксары, МЭИ, филиал, 1967. - 253 с.

3. Артемов А.И. Электроснабжение цеха промышленного предприятия. - М.: Изд-во МЭИ, 1990. - 118 с.

4. Постников Н.П., Рубанов Г.М. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебное пособие. - Л.: Стройиздат, 1989. - 352 с.

5. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Уч. пособие. Под ред. В.М. Блок. - М.: Высш. шк., 1990. - 383 с.