ЛП2

2900,00

0,265

203,6

661729,6

ЛП3

3300,00

0,211

235,6

802460,4

ЛП4

3300,00

0,211

235,6

802460,4

Итого

1116812,87

Таблица 6.9 - Расчёт потерь энергии в кабельных линиях варианта №2

Линия	, м	r0, Ом/км	IР, А	, кВтч
Л1	102, 20	0,625	71,8	6848,4
Л2	118,15	0,625	71,8	7917,2
Л3	132,10	0,625	71,8	8851,9
Л4	145,60	0,625	71,8	9756,6
Л5	163,60	0,329	102,6	11777,2
Л6	177,10	0,329	102,6	12749,0
Л7	190,00	0,329	102,6	13677,6
Л8	202,00	0,329	102,6	14541,5
Л9	296,10	0,625	56,2	12143,3
Л10	329,00	0,625	56,2	13492,6
Л11	277,70	0,894	15,4	1222,2
Л12	326,00	0,894	15,4	1434,8
Л13	186,00	0,625	56,2	7628,0
Л14	236,50	0,894	15,4	1040,9
Л15	188,50	0,625	15,4	580,0
Л16, Л21	266,50	0,894	38,0	7132,6
Л17	294,00	0,894	15,4	1294,0
Л18, Л19	23,50	0,894	35,1	536,8
Л22	237,00	0,625	56,2	9719,6
Л23	79,00	0,894	17,6	454,1
Л24	77,00	0,894	15,4	338,9
Л25	97,50	0,894	17,6	560,5
Л26	115,00	0,894	17,6	661,1
Л27	134,00	0,894	17,6	770,3
Л28	154,00	0,894	17,6	885,3
Л20	209,00	0,625	56,2	8571,3
ЛП1	2900,00	0,044	412,74	453194,25
ЛП2	2900,00	0,044	412,74	453194,25
Итого	1060974,46

По формуле (6.16) находим средний тариф платы за 1 кВт•ч энергии:

руб/кВт•ч.

По формулам (6.13) - (6.15) определяем издержки для обоих вариантов:

млн. руб,

млн. руб,

млн. руб,

млн. руб.

Найдем суммарные издержки по формуле (6.12):

И₁=585,3+1273,2=1858,5 млн. руб,

И₂ =545,8+1209,5=1755,3 млн. руб.

По (6.7) определяем приведенные затраты:

млн. руб,

млн. руб.

Как видим при сравнении двух вариантов схем электроснабжения выигрывает второй вариант, но так как разница значений приведенных затрат различается менее чем на 10% (6,1%), и первая схема надежней, а также учитывая требования технологов к повышенной надежности к электроснабжению гидроучастка поэтому, для такого ответственного производства (гидроочистка дизельного топлива) выберем первый вариант.

7. Расчет токов короткого замыкания

Вычисление токов КЗ проводиться с целью:

а) выбора электрических аппаратов;

б) проверки устойчивости элементов схемы при электродинамическом и термическом действии токов КЗ;

в) расчета релейной защиты.

Расчетным видом КЗ является трехфазное, т.к. это наиболее тяжелый вид КЗ, при котором имеют место большие значения сверхпереходного и ударного токов, чем при двухфазном и однофазном. Для вычисления токов КЗ составляется расчетная схема, включая все элементы, по которым протекают токи к выбранным расчетным точкам (сборные шины подстанции системы, РП). На схеме приводятся основные параметры оборудования, которые потребуются для дальнейшего расчета.

Выполним расчет токов трехфазного КЗ на сборных шинах п/ст. системы (точка К1) и РП1, РП2 гидроучастка (точка К2, точка К3). Связь с энергосистемой показана на рисунке 7.1.

На подстанции установлены два трансформатора мощностью по 25 МВ•А каждый со следующими параметрами: ТРДЦН 25000/110, S_н=25 МВ•А, U_вн=115кВ, U_нн=10,5 кВ, ДР_кз=120 кВт, ДР_хх=30 кВт, U_{к. вн-нн}=20 %, U_{к. нн-нн2}=30 %, I_х=0,75%.

Принимаем, что ТЭЦ выполнена с ГРУ с генераторами ТВФ-100-2 (X_d''=0,183). Принимаем трансформаторы ТДЦ-125000/110, S_н=125 МВ•А, U_н=115 кВ, U_нн=10,5 кВ, ДР_кз=400 кВт, ДР_хх=120 кВт, U_к=10,5 %, I_х=0,55%.

Рисунок 7.1 - Схема питания предприятия

Расчетная схема приведена на рисунке 7.2.

Составляем схему замещения, в которой каждый элемент заменяем своим сопротивлением. Генераторы, трансформаторы, высоковольтные линии и короткие участки распределительных сетей представляем индуктивными сопротивлениями. Расчет токов КЗ выполняем в относительных единицах, при котором все расчетные данные приводим к базисным условиям.

Рисунок 7.2 - Схема замещения

Принимаем базисные величины: S_б = 1000 МВ•А, U_б = 10,5 кВ, тогда базисный ток:

кА.

Рассчитаем сопротивления всех элементов в относительных единицах.

Сопротивления генераторов находятся как:

. (7.1)

Сопротивление системы:

. (7.2)

Сопротивление двухобмоточного трансформатора:

. (7.3)

Для трансформатора с расщепленной обмоткой схема замещения состоит из двух лучей, сопротивления которых:

. (7.5)

. (7.6)

Сопротивления воздушных и кабельных линий:

, (7.7)

где x₀ - удельное индуктивное сопротивление, Ом/км. x₀=0,4 Ом/км для ВЛ, x₀=0,08 Ом/км для ЛЛ;

l - длина линии, км.

Сначала выполним расчеты для точки К1, чтобы выбрать кабель от ГПП к РП1 и РП2. По формуле (7.1) сопротивления генераторов ТЭС:

Рисунок 7.2 Промежуточная схема замещения

.

По формуле (7.3) сопротивления блочных трансформаторов ТЭС:

.

Сопротивление трансформаторов ГПП по формуле (7.4):

,

Сопротивления линий:

,

,

Сопротивление системы:

Все сопротивления наносим на схему замещения (рисунок 7.2). (Сопротивления 16 и 17 мы получили с учетом расчета тока кз в точке К1)

Преобразуем схему замещения к виду рисунка 7.3 Для этого проведем все доступные простые преобразования - преобразуем параллельно и последовательно сложенные элементы.

Далее преобразуем схему замещения к виду рисунка 7.4.

Рисунок 7.3 - Промежуточная схема замещения

Далее просуммировав сопротивление 12 и 13, разбросаем их на сопротивления 22 и 23. Также суммируем сопротивления 18 и 9 так как соеденены последовательно и 10 с 11 сопротивлением.

,

.

Рисунок 7.4 - Промежуточная схема замещения

Рисунок 7.5 - Промежуточная схема замещения

Для того чтобы определить ток кз в точке К1 нужно изначально разложить сопротивление 15 на сопротивления 22 и 23 в итоге получим новые сопротивления 24 и 25

Рисунок 7.6 - Промежуточная схема замещения

Ток короткого замыкание имеет две составляющие: от генераторов ТЭС и от системы

. (7.8)

. (7.9)

. (7.10)

Ударный ток КЗ определяется по формуле:

. (7.11)

где k_у - ударный коэффициент.

Определяем ток установившегося КЗ в начальный момент времени и ударный ток для точки К1 по выражениям (7.8) и (7.11).

. кА

. кА

. кА

. кА

Аналогично производим расчет для остальных точек и результаты сводим в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 Расчет токов короткого замыкания

Точка КЗ	Ток установившегося КЗ , кА	Ударный ток , кА
К1	5,49	13,98
К2	4.59	8,89
К3	5,23	10,12

Далее производим расчет токов короткого замыкания для расчета релейной защиты.

В пункте релейная защита и автоматика будет произведен расчет блока линия-трансформатор для ТП1.

Двухфазное КЗ на выводах 10кВ трансформатора Т1 цеховой ТП1

Имеем схему замещения прямой последовательности для расчета тока КЗ на выводах 10кВ трансформатора цеховой ТП1.

Рисунок 7.7 - Схема замещения прямой последовательности при двухфазном КЗ на выводах 10кВ трансформатора цеховой ТП-1.

На рис.7.7, Z_{18 -} сопротивление кабеля, питающего силовой трансформатор цеховой ТП-1 (l=0,267 км, ААШвУ 3х35-10, Х₀=0,095 Ом/км, R₀=0,894 Ом/км). Согласно формуле (7.7)

Х₁₈=0,0950,2671000/10,5²=0,23.

R₁₈=0,8940,2671000/10,5²=2,16

Z₁₈=2,16+j0,23.

(о. е.)

Разобьем сопротивления на и

Хэкв=4,25

С₁=0,4

С₂=0,6

Z_рез=13,84

=34,5 о. е

=23,1 о. е

Ток двухфазного короткого замыкания по [12]:

кА.

кА.

I_{к. з. (}²⁾ = I_{к. з. г} ⁽²⁾ + I_{к. з. с} ⁽²⁾ =1,46+2,06=3,52 кА

Ток трехфазного КЗ на стороне 10кВ трансформатора цеховой ТП-1

Схема замещения для расчета трехфазного КЗ на выводах 10кВ трансформатора цеховой ТП-1 показана на рис.7.7 Тогда ток КЗ по (7.8), (7,9) равен:

кА.

кА.

+=1,69+2,4=4,07 кА

Ток трехфазного КЗ на стороне 0,4 кВ трансформатора цеховой ТП-1.

Сопротивление системы в мОм до трансформатора определяем как:

, (7.12)

где U_{ср. ном} - среднее номинальное напряжение сети высшего напряжения, кВ;

I_кз ^{(3) -} ток трехфазного КЗ на выводах высшего напряжения трансформатора, кА.

(мОм)

Сопротивление х_с приводится к ступени низшего напряжения по выражению:

, (мОм); (7.13), (мОм)

Активное сопротивление трансформатора в мОм находим по выражению

, (7.14)

где Р_к - потери КЗ в трансформаторе, кВт

S_н - номинальная мощность трансформатора, кВА;

U_н - номинальное напряжение вторичной обмотки трансформатора, кВ.

(мОм)

Индуктивное сопротивление трансформатора:

, (7.15)

(мОм).

Ток трехфазного КЗ в кА на стороне 0,4 кВ трансформатора цеховой ТП-1 находим по выражению:

(7.16)

х = х_т+х_с =8,64+2,16=10,8 мОм

21,2 (кА)

Приведенное значение тока трехфазного КЗ на стороне 0,4 кВ трансформатора к стороне 10 кВ:

, (7.17)

где n_т - коэффициент трансформации силового трансформатора

n_т=10,5/0,4=26,25.

I_кз ⁽³⁾ =21200/26,25=807,6 А.

8. Выбор сечений токоведущих элементов и электрических аппаратов РП и ТП

Выбор кабелей. Сечение жил кабелей выбираются по экономической плотности тока и проверяются на нагрев и термическую стойкость.

Сечение жил кабеля по экономической плотности тока определяют по выражению:

, (8.1)

где I_р - расчетный ток кабеля в нормальном режиме работы, А;

j_э - экономическая плотность тока, А/мм²: принимаем по [1, таблица 1.3.36] для Т_max = 7650 ч и кабелей с бумажно-пропитанной изоляцией j_э =1,2.

Ток в нормальном режиме работы:

, (8.2)

где S_р - расчетная мощность линии с учетом потерь в трансформаторах.

Сечение жил кабелей, которые в послеаварийных или ремонтных режимах могут работать с перегрузкой, выбираются по условию:

, (8.3)

где k_п - допустимая кратность перегрузки, принимаемая согласно [1], k_п=1,30;

I_ра - расчетный ток линии в послеаварийном или ремонтном режиме для ТП.

, (8.4)

где S_нр - расчетная мощность для нагрузки ниже 1 кВ

I_ра - расчетный ток линии в послеаварийном или ремонтном режиме для высоковольтных двигателей (коэффициент использования равен 1).

, (8.5)

Сечение жил кабеля по термической стойкости на токи КЗ:

, (8.6)

где

В_к - тепловой импульс от тока КЗ, А²с;

С - расчетный коэффициент по [1] C=100.

Тепловой импульс от тока КЗ:

, (8.7)

где I_п - действующее значение периодической составляющей тока КЗ в начале линии;

t_отк - время отключения КЗ, по [4, таблица П26];

Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.

Из трех найденных сечений принимаем большее.

Пример выбора сечений кабеля линии РП - ТП1.

Расчетная нагрузка линии с учетом потерь в трансформаторах:

S=1275,8/2=637,9 кВ•А.

Расчетный ток кабеля в нормальном режиме по (8.2):

I_{рл18, 19}==35,08 А.

Сечение жил кабеля по экономической плотности тока по (8.1):

F_э= = 29,23 мм².

Принимаем по первому условию ААШвУ-3Ч35-10, I_{дл. доп.} = 80 А.

Выбранное сечение кабеля по экономической плотности тока, проверим на нагрев максимальным расчетным током по (8.4):

;

. Выбранное сечение кабеля ААШвУ-3Ч35-10, с I_{дл. доп.} = 80 А проходит по условию нагрева максимальным расчетным током. В случае, если условие не выполняется, увеличиваем сечение кабеля.

Тепловой импульс от тока КЗ по (8.7):

В_к = (4,5910³) ² (0,6+0,01) =12,85• 10⁶ А² с

Сечение кабеля по термической стойкости от тока КЗ по (8.5):

F_т==35,84 мм².

Кабель удовлетворяет условию термической стойкости.

Окончательно принимаем ААШвУ-3Ч35-10.

Для остальных кабельных линий, питающих ТП, выбор сечения аналогичен и его результаты сводим в таблицу 8.1 Для РП - ГПП проведём расчёт при t_отк=1,6 с.

Ток I_ра для линий питающих высоковольтные двигатели рассчитывается при помощи формулы 8.5, далее расчет аналогичен линиям питающих ТП.

Приведём пример для расчета питающей линии:

В пункте 6 производился расчет тока питающей линии для РП1, он равен:

А,

Для Т_max = 7650 ч и кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена j_э =1,6. тогда сечение кабеля по условию 8.1:

F_э= = 127,26 мм².

Принимаем по первому условию 3хАПвПУ 1х150-10, I_{дл. доп.} = 329 А. Три одножильных кабеля расположены в плоскости и прокладываются в земле.

Выбранное сечение кабеля по экономической плотности тока, проверим на нагрев максимальным расчетным током по (8.4)

. Выбранное сечение кабеля 3хАПвПУ 1х150-10, с I_{дл. доп.} = 329 А проходит по условию нагрева максимальным расчетным током

Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена проверяются по допустимому односекундному току короткого замыкания который задается производителем кабельной продукции

Условие выбора:

(8.8)

где I_{1c -} односекундный ток короткого замыкания

t_{отк -} время отключения тока КЗ, принимается по [2, таблица П26];

I_{п, о} - действующее значение периодической составляющей тока КЗ в начале линии

Для кабелей 3хАПвПУ 1х150-10 , , в точке K2 равен 4,59 кА

Условие 8.8 выполняется, окончательно выбираем три одножильных кабеля 3хАПвПУ 1х150-10

Для кабелей марки АПвПу необходимо рассчитать сечение экрана по формуле:

(8.9)

Принимаем стандартное сечение экрана F_эк = 80 мм²

Таблица 8.1 - Расчет сечений кабелей

Линия	L, км	Iрл, А	Сечение кабеля, мм2	Марка и сечение принятого кабеля	Iдоп, А
			(Iрmax), А	по экономической плотности тока	по max расчетному току	по терм. стойкости
Л1	77,2	71,85	102,64	59,87	50	40,8	ААШВУ 3х50-10	105
Л2	93,2	71,85	102,64	59,87	50	40,8	ААШВУ 3х50-10	105
Л3	107,1	71,85	102,64	59,87	50	40,8	ААШВУ 3х50-10	105
Л4	120,6	71,85	102,64	59,87	50	40,8	ААШВУ 3х50-10	105
Л5	138,6	102,6	146,63	85,53	95	40,8	ААШВУ 3х95-10	155
Л6	152,1	102,6	146,63	85,53	95	40,8	ААШВУ 3х95-10	155
Л7	165,0	102,6	146,63	85,53	95	40,8	ААШВУ 3х95-10	155
Л8	177,0	102,6	146,63	85,53	95	40,8	ААШВУ 3х95-10	155
Л9	296,1	56,21	70,26	46,84	35	35,8	ААШВУ 3х50-10	105
Л10	329,0	56,21	70,26	46,84	35	35,8	ААШВУ 3х50-10	105
Л11	277,7	15,40	19,25	12,83	16	35,8	ААШВУ 3х35-10	80
Л12	326,0	15,40	19,25	12,83	16	35,8	ААШВУ 3х35-10	80
Л13	186,0	56,21	70,26	46,84	35	35,8	ААШВУ 3х50-10	105
Л14	236,5	15,40	19,25	12,83	35	35,8	ААШВУ 3х35-10	80
Л15	188,5	15,40	70,26	12,83	35	35,8	ААШВУ 3х50-10	105
Л16, Л21	266,5	37,97	58,41	31,64	25	35,8	ААШВУ 3х35-10	80
Л17	294,0	15,40	19,25	12,83	16	35,8	ААШВУ 3х35-10	80
Л18, Л19	23,5	35,08	53,96	29,23	25	35,8	ААШВУ 3х35-10	80
Л22	237,0	56,21	70,26	46,84	35	35,8	ААШВУ 3х50-10	105
Л23	79,0	17,60	21,99	14,66	16	35,8	ААШВУ 3х35-10	80
Л24	77,0	15,40	19,25	12,83	16	35,8	ААШВУ 3х35-10	80
Л25	97,5	17,60	19,25	14,66	16	35,8	ААШВУ 3х35-10	80
Л26	115,0	17,60	19,25	14,66	16	35,8	ААШВУ 3х35-10	80
Л27	134,0	17,60	19,25	14,66	16	35,8	ААШВУ 3х35-10	80
Л28	154,0	17,60	19,25	14,66	16	35,8	ААШВУ 3х35-10	80
Л20	209,0	56,21	70,26	46,84	35	35,8	ААШВУ 3х50-10	80
ЛП1	2900	203,6	320,65	127,26	150	150	3 х АПвПУ 1 х 150/80-10	329
ЛП2	2900	203,6	320,65	127,26	150	150	3 х АПвПУ 1 х 150/80-10	329
ЛП3	3300	235,6	370,96	147,22	185	185	3 х АПвПУ 1 х 180/100-10	374
ЛП4	3300	235,6	370,96	147,22	185	185	3 х АПвПУ 1 х 180/100-10	374

Выбор шин напряжением выше 1 кВ. Так же выбираем шины РП напряжением 10 кВ и проверяем их на термическую и динамическую стойкость токам КЗ.

Шины распределительного устройства выбираем по условию нагрева максимальным расчетным током I_рм и проверяем на электродинамическую и термическую стойкость.

При расположении шин плашмя (большая грань полосы находится в горизонтальной плоскости) допустимый ток, указанный в [1, табл. П7.6.] уменьшаем на 5% для полосы шириной до 60 мм, и на 8% - для полос большей ширины.

Проверку на электродинамическую стойкость выполняем сравнением механического напряжения в материале шины _р с допустимым значением _доп по условию

_{доп р}. (8.9)

Механическое напряжение в материале шины, возникающее под действием изгибающего момента, кгс/см²

, (8.10)

где i_у - ударный ток КЗ, кА;

l - расстояние между опорными изоляторами, см;

a - расстояние между осями шин смежных фаз, см;

W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см³.

При расположении шин плашмя

, (8.11)

где b и h - соответственно меньший и больший размеры сторон поперечного сечения шины.

Проверка шин на термическую стойкость сводится к определению минимально допустимого сечения q по формуле

, (8.12)

где С - коэффициент, принимаемый для алюминиевых шин 91 Ас/мм².

Шины выбираем по номинальному току нагрузки РП. Привидем пример для выбора шин РП1:

P_p=6504,14 кВт; Q_p=3541,9 квар.

Максимальный расчетный ток шин:

А.

Шины установлены на изоляторах плашмя с расстоянием между фазами а=20 см, между изоляторами в пролете - l=80 см. Выбираем шины по нагреву шириной до 60 мм. Данные обусловлены конструкцией камер типа КРУ, имеющих длину 800 мм, и взаимным расположением шин.

Условие выбора:

, (8.13)

, .

Принимаем шины размером 506, I_доп=740 А. Проверяем шины на термическую прочность. Для этого найдем тепловой импульс тока КЗ:

В_к = (4,5910³) ² (1,1+0,01) =23,3810⁶ А² с,

Минимальное сечение шин, по условию термической стойкости:

мм^2,

что меньше выбранного (506). Следовательно, шины термически устойчивы.

Выполним проверку на электродинамическую стойкость. Момент сопротивления шин при установке их плашмя:

.

Расчетное напряжение в металле шин

(8.14)

,

что составляет примерно 14 МПа. Для материала шин марки АДО _доп=42 МПА [1]. Так как _доп>_р, то выбранные шины удовлетворяют электродинамической стойкости.

Допустимое значение механического напряжения , а наибольшее допустимое при изгибе напряжение для алюминиевых шин равно , [1, стр.87],. Отсюда

.

Проверим условие (8.8):

,

значит, шины достаточно прочны механически.

Аналогично выберем шины РП2.

Результаты выбора шин:

РП1 - АДО 50Ч6

РП2 - АДО 50Ч6

Выбор электрических аппаратов.

Выбор выключателя осуществляется по следующим условиям:

по напряжению

, (8.15)

по току

, (8.16), , (8.17)

по отключающей способности

, (8.18)

по динамической стойкости

, (8.19)

по термической стойкости

. (8.20)

Выбор разъединителей осуществляется по следующим условиям:

по напряжению по формуле (8.15),

по току по формуле (8.17),

по динамической стойкости по формуле (8.19);

по термической стойкости по формуле (8.20).

Рассмотрим выбор выключателя на линии от ГПП к РП1. Как указывалось ранее расчетный максимальный ток I_р=407,2 А (из расчета выбора кабеля ГПП - РП1). Выбираем выключатель BB/TEL-10-630.

Выбор выключателя: по напряжению по формуле (8.15): 10,5 кВ = 10,5 кВ; по току по формуле (8.17): 407,2 А< 630 А по динамической стойкости по формуле (8.19): iу=8,89 кА, iдин=32 кА, ; по термической стойкости по формуле (8.20): Iт2t= 156 кА2с, Bк=48,57 кА2с, Bк<Iт2t; по отключающей способности по формуле (8.18):

, , .

Следовательно, выбранный высоковольтный выключатель на вводе РП 10кВ удовлетворяет вышеперечисленным условиям.

Условия выбора, номинальные данные выключателя и расчётные данные заносим в таблицу 8.2.

Таблица 8.2 - Выбор выключателей на вводе РП1 10кВ

Условия выбора	Данные выключателя
	Каталожные	Расчётные
Тип выключателя	ВВ/TEL-10-630
	10,5	10,5
	630	407,22
	32	8,89
	12,5	4,59
	156	48,57
	227,33	83,47

Аналогично выше приведенному расчёту произведём выбор выключателей на отходящих линиях к ТП и секционного выключателя на РП.

Условия выбора, номинальные и расчётные данные выключателей отходящих линий и секционного выключателя сводим в таблицу 8.3.

Таблица 8.3 - Выбор выключателей на отходящих линиях РП1

Условия выбора	Данные выключателя
	Каталожные	Расчётные
Тип выключателя	ВВ/TEL-10-630
	10,5	10,50
	630	75,93
	32	8,89
	12,5	4,59
	156	12,85
	227,33	83,47

Выбор разъединителей аналогичен выбору выключателей за исключением проверки по отключающей способности, т.к. разъединитель не производит отключения токов КЗ. Произведём выбор разъединителей на вводе в РП. Принимаем к установке разъединитель типа РВЗ-10/630 У3, условия выбора и все каталожные данные заносим в таблицу 8.4.

Таблица 8.4 - Выбор разъединителей на вводе РП1

Условия выбора	Данные разъединителя
	Каталожные	Расчётные
	10,5	10,5
	630	407,22
	50	8,89
	156	48,57

Аналогично произведём выбор разъединителей на отходящих линиях и в цепи секционного выключателя, и результаты сведём в таблицу 8.5 Принимаем к установке разъединитель типа РВЗ-10/630 У3.

Таблица 8.5 - Выбор разъединителей на отходящих линиях РП1

Условия выбора	Данные разъединителя
	Каталожные	Расчётные
	10,5	10,5
	630	407,22
	50	8,89
	156	48,57

Номинальный ток межсекционного выключателя выбирается по току наиболее загруженной секции, который равен 205,91 А. Т.к. выключатели данной марки на номинальный ток, меньше 630 А, не выпускаются, принимаем выключатель ВВ/TEL-10-12,5/630 У3. В секционной камере устанавливаются разъединители РВЗ-10-630 У3.

Аналогично произведем выбор высоковольтных выключателей, разъединителей для РП2.

Таблица 8.6 - Выбор выключателей на вводе РП2 10кВ

Условия выбора	Данные выключателя
	Каталожные	Расчётные
Тип выключателя	ВВ/TEL-10-630
	10,5	10,50
	630	471,12
	32	10,12
	12,5	5,23
	156	48,57
	227,33	95,03

Таблица 8.7 - Выбор выключателей на отходящих линиях РП2

Условия выбора	Данные выключателя
	Каталожные	Расчётные
Тип выключателя	ВВ/TEL-10-630
	10,5	10,5
	630	205,28
	32	10,12
	12,5	5,23
	156	16,66
	227,33	95,03

Таблица 8.8 - Выбор разъединителей на вводе РП2

Условия выбора	Данные разъединителя
	Каталожные	Расчётные
	10,5	10,5
	630	471,12
	50	10,12
	156	48,57

Таблица 8.9 - Выбор разъединителей на отходящих линиях РП2

Условия выбора	Данные разъединителя
	Каталожные	Расчётные
	10,5	10,5
	630	205,28
	50	10,12
	156	16,66

Номинальный ток межсекционного выключателя выбирается по току наиболее загруженной секции, который равен 369,5 А. Т.к. выключатели данной марки на номинальный ток, меньше 630 А, не выпускаются, принимаем выключатель ВВ/TEL-10-12,5/630 У3. В секционной камере устанавливаются разъединители РВЗ-10-630 У3.

Произведём выбор автоматических выключателей в цепях 0,4 кВ цеховых трансформаторов по условиям:

, (8.21), , (8.22)

где I_{р. max} - максимальный расчётный ток, А

Для двухтрансформаторной ТП 1 определяем максимальный расчётный ток:

.

По условиям (8.21) и (8.22) выбираем автоматический выключатель типа ВА55-43 с I_{н. а.} =2500 А. Также производим выбор автоматических выключателей для остальных ТП и результаты выбора сводим в таблицу 8.10.

Таблица 8.10 - Выбор автоматических выключателей в цепях 0,4 кВ цеховых трансформаторов

№ ТП	Sт, кВ•А	Iр. max, А	Тип автоматического выключателя	Iн. а., А	Iн. р., А
ТП1	1000	2020,73	ВА55-43	2500	2500
ТП2	1000	2020,73	ВА55-43	2500	2500

Номинальные токи секционных выключателей выбираются на ступень ниже номинальных токов вводных автоматов, поэтому выбираем ВА55-43 c I_{н. а}=1600 А, I_{н. р}=1600 А

Выбор трансформаторов тока и напряжения.

Выбор трансформаторов тока производится:

1. По номинальному напряжению:

, (8.23)

где

- номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора тока;

- номинальное напряжение силовой сети.

2. По току нормального режима

, (8.24)

где - номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока.

3. По току послеаварийного режима или максимальному расчетному току:

или , (8.25)

где - коэффициент перегрузки, принимаем для трансформаторов тока .

4. По мощности нагрузки трансформатора:

, (8.26)

где - номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока;

- расчетная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока в нормальном режиме.

Номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока находится по формуле:

, (8.27)

где - полное допустимое сопротивление внешней цепи, подключаемой ко вторичной обмотке трансформатора тока (сумма сопротивлений последовательно включенных обмоток приборов, реле, проводов, контактов), Ом;

- номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока, А.

Расчетная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока в нормальном режиме находится как:

, (8.28)

где - полная мощность потребляемая приборами, ВА.

Принимаем, что счетчик трехфазный типа ЭЭ8005-К имеет потребляемую мощность каждой цепью тока не более 0,4 ВА; амперметр типа Э8032-М1 - не более 0,1 ВА;

- сопротивление контактов; принимаем ;

- сопротивление проводников цепи измерения.

Зная , , и можно рассчитать сопротивление проводников между трансформаторами тока и приборами:

. (8.29)

При использовании двух трансформаторов тока (на отходящих линиях и между секциями РП) они соединяются по схеме неполной звезды, а при использовании трех трансформаторов тока (на вводе и на низшей стороне ТП) они соединяются по схеме полной звезды. Сечение жил соединительных проводников при схеме неполной звезды:

; (8.30)

при схеме полной звезды:

, (8.31)

где - длина проводника. Принимаем ;

- удельная проводимость материала соединительных проводников.

Для меди . Минимальное сечение соединительных проводников .

Принимается ближайшее большее стандартное сечение, выбирается контрольный кабель.

5. По термической стойкости:

или , (8.32)

где - кратность тока термической стойкости;

- длительность протекания тока КЗ.

6. По электродинамической стойкости:

или , (8.33)

где - кратность тока динамической стойкости;

- ударный ток КЗ.

Класс точности всех трансформаторов тока принимаем 0,5.

Нагрузку трансформаторов тока на РП и на стороне 0,4 кВ трансформаторных подстанций сведем в таблицы 8.11 и 8.12.

Произведем выбор трансформаторов тока и выбор контрольных кабелей для РП и для стороны низшего напряжения ТП; результаты сведем в таблицы 8.13, 8.14, 8.15 и 8.16.

Таблица 8.11 - Вторичная нагрузка трансформатора тока на РП1,РП2

Прибор	Тип прибора	Нагрузка фаз, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э8032-М1	----	0,1	---
Счётчик активной и реактивной энергии	ЭЭ8005-К	0,4	0,4	0,4
Итого:		0,4	0,5	0,4

Таблица 8.12 - Вторичная нагрузка трансформатора тока на ТП-0,4 кВ

Прибор	Тип прибора	Нагрузка фаз, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э8032-М1		0,1
Счётчик активной и реактивной энергии	ЭЭ8005-К	0,4	0,4	0,4
Итого:		0,4	0,5	0,4

В качестве трансформатора тока земляной защиты на линиях 10 кВ принят трансформатор тока ТЗЛМ-У3.

Таблица 8.13 - Вторичная нагрузка секционного трансформатора тока и трансформаторов тока на отходящих линиях

Прибор	Тип прибора	Нагрузка фаз, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э8032-М1		0,1
Итого:			0,1

Таблица 8.14 - Выбор трансформаторов тока для РП1 (КСО)

Условие выбора	Место установки / трансформатор тока
	КСО ввод/	КСО секц. /	КСО Л9, Л10, Л13, Л15, Л20, Л22/	КСО Л11, Л12, Л14, Л17, Л24/	КСО Л23, Л25, Л26, Л27, Л28/	КСО Л16, Л21/	КСО Л18, Л19/
	ТПОЛ-300/5	ТПОЛ-400/5	ТПОЛ-75/5	ТПОЛ-20/5	ТПОЛ-20/5	ТПОЛ-50/5	ТПОЛ-50/5
	10,5=10,5	10,5=10,5	10,5=10,5	10,5=10,5	10,5=10,5	10,5=10,5	10,5=10,5
	300>203,6	400>205,9	75>56,2	20>15,4	20>17,6	50>37,97	50>35,08
	360>320,7	480>407,2	90>70,26	24>19,25	24>21,99	60>58,41	60>53,96

Таблица 8.15 - Выбор трансформаторов тока для РП2 (КСО)

Условие выбора	Место установки / трансформатор тока
	КСО ввод/	КСО секц. /	КСО Л9, Л10, Л13, Л15, Л20, Л22/	КСО Л11, Л12, Л14, Л17, Л24/
	ТПОЛ-400/5	ТПОЛ-400/5	ТПОЛ-100/5	ТПОЛ-150/5
	10,5=10,5	10,5=10,5	10,5=10,5	10,5=10,5
	400>235,5	400>369,5	100>71,85	150>102,6
	480>370,9	480>471	120>102,64	180>146,6

Таблица 8.16 - Выбор контрольных кабелей для РП1 (КСО)

Схема соединения	Место установки	Трансформатор тока	, Ом	, ВА	, Ом			Марка кабеля
Полная звезда	ввод	ТПОЛ-300/5	0,4	0,5	0,28	0,135	1,5	КВВГ-4x1,5-0,66
Неполная звезда	секция	ТПОЛ-400/5	0,4	0,1	0,296	0,221	1,5	КВВГ-4x1,5-0,66
	Л9, Л10, Л13, Л15, Л20, Л22	ТПОЛ-75/5	0,4	0,1	0,296	0,221	1,5	КВВГ-4x1,5-0,66
	Л11, Л12, Л14, Л17, Л24	ТПОЛ-20/5	0,4	0,1	0,296	0,221	1,5	КВВГ-4x1,5-0,66
	Л23, Л25, Л26, Л27, Л28	ТПОЛ-20/5	0,4	0,1	0,296	0,221	1,5	КВВГ-4x1,5-0,66
	Л16, Л21	ТПОЛ-50/5	0,4	0,1	0,296	0,221	1,5	КВВГ-4x1,5-0,66
	Л18, Л19	ТПОЛ-50/5	0,4	0,1	0,296	0,221	1,5	КВВГ-4x1,5-0,66

Таблица 8.17 - Выбор контрольных кабелей для РП2 (КСО)

Схема соединения	Место установки	Трансформатор тока	, Ом	, ВА	, Ом			Марка кабеля
Полная звезда	ввод	ТПОЛ-400/5	0,4	0,5	0,28	0,135	1,5	КВВГ-4x1,5-0,66
Неполная звезда	секция	ТПОЛ-400/5	0,4	0,1	0,296	0,221	1,5	КВВГ-4x1,5-0,66
	Л9, Л10, Л13, Л15, Л20, Л22	ТПОЛ-100/5	0,4	0,1	0,296	0,221	1,5	КВВГ-4x1,5-0,66
	Л11, Л12, Л14, Л17, Л24	ТПОЛ-150/5	0,4	0,1	0,296	0,221	1,5	КВВГ-4x1,5-0,66

Таблица 8.18 - Выбор трансформаторов тока для ТП (0,4 кВ)

№ТП	Iр, А	Imax, А	Трансформатор тока	, А
ТП1	920,7	1443,4	ТНШЛ-1500/5	1500 (1800)
ТП2	996,6	1443,4	ТНШЛ-1500/5	1500 (1800)

Таблица 8.19 - Выбор контрольных кабелей для ТП (0,4 кВ)

Схема соединения полная звезда	ТНШЛ-1500/5	ТНШЛ-1500/5
, Ом	0,4	0,4
, ВА	0,5	0,5
, Ом	0,128	0,128
	0,135	0,135
	1,5	1,5
Марка кабеля	КВВГ-4x1,5-0,66	КВВГ-4x1,5-0,66

Класс точности всех трансформаторов тока принимаем 0,5S

Выбор трансформаторов напряжения производится:

1. По номинальному напряжению:

. (8.34)

2. По мощности нагрузки вторичной обмотки

, (8.35)

где - активная и реактивная мощности подключенных к трансформатору напряжения приборов. Они находятся как:

; (8.36)

. (8.37)

Выбор трансформаторов напряжения сведем в таблицу 8.21.

Класс точности всех трансформаторов напряжения принимаем 0,5.

При выборе трансформаторов напряжения будем руководствоваться следующими соображениями: измерительные приборы вводов КСО питаются от общей шины напряжения 0,4 кВ как в аварийном, так и в рабочем режиме (т.е. каждый трансформатор напряжения должен обеспечивать нормальную работу всех измерительных приборов КСО).

Счетчик ЦЭ6850М имеет нагрузку каждой цепи напряжения S=10 ВА.

Вольтметр Э377 имеет нагрузку каждой цепи напряжения S=2,5 ВА.

Коэффициент мощности измерительных приборов не подается заводом-изготовителем. Вместо складывания активной и реактивной нагрузок прибором сложим полные мощности нагрузок. Суммарная нагрузка на трансформатор, вычисленная таким способом, будет завышена. Если при сравнении полученной мощности и номинальной вторичной нагрузки трансформатора мощность нагрузки меньше, то высчитанная с учетом коэффициента мощности нагрузка будет тем более меньше номинальной вторичной нагрузки трансформатора, и приборы соответствуют трансформатору.

Таблица 8.20 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения на шинах

Прибор	Тип прибора	Нагрузка фаз, ВА
		А	В	С
Вольтметр	Э8030-М1	2,5	2,5	2,5
Счётчик активной и реактивной энергии	ЭЭ8005-К	10	10	10
Итого:		12,5	12,5	12,5

Тогда мощность нагрузки вторичной обмотки:

.

Таблица 8.21 - Выбор трансформаторов напряжения для РП (КСО)

Условие выбора	ЗНОЛ-10-66У3
, кВ	10=10
	75>37,5

9. Релейная защита и автоматика элемента системы электроснабжения

Для элементов схемы электроснабжения проектируются к установке следующие устройства релейной защиты и автоматики:

на кабельных линиях питающих РП установки от подстанций энергосистемы 110/10кВ - максимальная токовая защита (МТЗ), токовая отсечка (ТО) без выдержки времени.

на выключателе между секциями РП завода - МТЗ и автоматический ввод резерва (АВР).

для блока "линия - трансформатор" устанавливаются МТЗ, ТО без выдержки времени.

для защиты трансформаторов цеховых подстанций устанавливаем защиту от однофазных замыканий на землю на стороне низшего напряжения; газовую защиту. Защиту от однофазных замыканий на землю осуществляем автоматическим выключателем с максимальным расцепителем, установленным на стороне низшего напряжения.

АВР на стороне низшего напряжения с помощью секционного автоматического выключателя.

Защита элементов сети 0,4 кВ выполняется с применением предохранителей с плавкими вставками и автоматических выключателей снабженных устройствами токовой защиты.

Выбор оперативного тока.

Совокупность токопроводов, переключающих устройств и других элементов оперативных цепей составляет систему оперативного тока устройств релейной защиты и автоматики.

Защиту выполним на выпрямленном оперативном токе. Для выпрямления переменного тока используем стабилизированные блоки питания типа БПНС-2 совместно с токовыми типа БПТ-1002 - для питания цепей защиты, автоматики и управления. Для аварийного питания электромагнита имеется отдельный токовый блок БПТ-1002, поскольку в момент включения по обмотке электромагнита протекает ток, который может вызвать снижение напряжения на шинках цепей управления. В РП имеется отдельная ячейка, в которой размещены оба блока питания и ячейка с трансформатором собственных нужд ВАЗП.

Выбор параметров для элемента схемы электроснабжения.

Так как дипломный проект не предусматривает выбор параметров всех устройств РЗ, применяемых для схемы электроснабжения, то в качестве примера рассмотрим выбор параметров защиты блока "линия - трансформатор". МТЗ, ТО без выдержки времени и защиту от замыканий на землю. Рассчитаем уставки РЗ блока "линия - трансформатор".

Расчет токовой отсечки:

Мгновенная токовая отсечка настраивается таким образом, чтобы надежно не срабатывать при трехфазном КЗ на стороне 0,4 кВ трансформатора блока и надежно срабатывать при двухфазном КЗ на выводах 10 кВ этого трансформатора. Исходя из этих условий ток срабатывания отсечки:

(9.1)

где - максимальное значение тока при трехфазном КЗ на стороне 0,4 кВ трансформаторного блока, приведенное к стороне 10 кВ;

при использовании реле РТМ или РТ-80. Для реле РТ-40 принимаем

Ток срабатывания реле отсечки

(9.2)

где - коэффициент схемы соединения обмоток трансформаторов тока;

- коэффициент трансформации трансформатора тока, стоящего на линии 10 кВ

По (9.1)

По (9.2)

Выбираем реле типа РТ-40/200.

Коэффициент чувствительности отсечки при двухфазном КЗ на выводах 10 кВ трансформатора:

(9.3)

В данном случае отсечка достаточно эффективна.

Расчет МТЗ:

Определяем ток срабатывания реле МТЗ по формуле:

(9.4)

где ток срабатывания защиты определяется по формуле:

(9.5)

где К_отс - кратность отстройки, для РТ-40 К_отс=1,2;

К_сз - коэффициент самозапуска, принимаем К_сз=2,5-3,0;

К_в - коэффициент возврата, для РТ-40 К_в=0,8;

I_РТ1 - максимальный рабочий ток трансформатора, который принимаем равным его номинальному значению:

I_{н. макс}= S_т/ (v3·U_ном) =1000/ (v3·10,5) =55 А.

Отсюда ток срабатывания защиты и реле МТЗ по формулам (9.5) и (9.4):

I_{сз. мтз}= (1,2·2,7/0,8) •55 = 222,75 А,

I_{ср. мтз}=1222,75/ (50/5) = 22,28 А.

Выбираем реле типа РТ-40/50. МТЗ имеет выдержку времени 1,1с. Для создания выдержки времени используем реле ЭВ 142.

Чувствительность защиты:

(9.6)

где - двухфазное КЗ за трансформатором, приведенное к высшей стороне.

Ток двухфазного КЗ найдём по выражению:

(9.7)

(A).

Тогда по формуле (10.6) коэффициент чувствительности МТЗ:

В данном случае МТЗ достаточно эффективно.

Расчет защиты от замыканий на землю:

Ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от емкостных токов кабеля:

(9.8)

где к_отс - коэффициент отстройки, к_отс=1,2;

к - коэффициент броска тока, принимаемый по [12] к=4;

I_ск - собственный емкостной ток кабельной линии.

Собственный емкостной ток кабельной линии рассчитывается:

(9.9)

где I_со - емкостной ток одного километра кабеля. По [8] для кабельной линии РП1-ТП-1 ААШвУ 335-10, I_со=0,84 А/км;

l - длина кабеля.

(А).

По (9.8) ток срабатывания защиты

Для выполнения от замыканий на землю используем трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТЗЛМ с применением реле РТЗ-51 У4.

Расчет токов защиты нулевой последовательности от КЗ на землю на стороне 0,4 кВ.

Ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от емкостных токов кабеля:

(9.10)

где К_отс - коэффициент отстройки, К_отс=1,2;

К_п - коэффициент перегрузки, К_п=1,25;

n_{т -} коэффициент трансформации силового трансформатора, равный 10/0,4.

В таком случае ток срабатывании защиты:

Ток срабатывания реле защиты нулевой последовательности:

(9.11)

где,

- коэффициент трансформации трансформатора тока, стоящего в нейтрали силового трансформатора;

Коэффициент чувствительности этой защиты при однофазном КЗ за трансформатором, приведённым к высшей стороне (в этой схеме ток однофазного КЗ равен току трёхфазного КЗ):

(9.12)

Время действия защиты выбираем равным 0,5 с. Эту защиту выбираем с двумя ступенями выдержки времени: первой, меньшей (действует на отключение секционного автомата), а вторая, несколько большей - на отключение автомата своего трансформатора.

Описание работы схемы.

На листе графической части приведена: схема управления выключателем, схема МТЗ и ТО, схема защиты от замыканий на землю, а также цепочка газовой защиты и АЧР. Схема защиты выполнена на постоянном оперативном токе. Она включает в себя: реле тока мгновенного действия КА1, КА2 (ТО); КА3, КА4 (МТЗ); КА5 (защита от перегрузки), КА6 (защита от замыканий на землю), газовое реле - КSP, реле времени - КТ и указательные реле - КН1, КН2, КН5, КН6, КН7, КН10, КН12, КН16.

Схема МТЗ работает следующим образом. При срабатывании любого токового реле КА3, КА4 подаётся “+” оперативного тока на обмотку реле времени КТ и на обмотку указательного реле КН2. Реле времени, срабатывает с установленной на нём выдержкой времени, подаёт своими контактами “+” оперативного тока на промежуточное реле КL2, уже то в свою очередь на отключающую катушку YAT привода выключателя. При срабатывании КН2 подаётся сигнал в цепи сигнализации и загорается сигнальная лампа НL1. Схема ТО работает аналогично, как и МТЗ, но без выдержки времени. Газовая защита, выполнена при помощи реле KSP, действует на сигнал (загорается сигнальная лампа НL1). Что касается АЧР, то она, как и ТО без выдержки времени действует на отключение выключателя. В схеме есть амперметр, предназначенный для измерения тока одной фазы.

10. Электрические измерения, учет и экономия электроэнергии

На гидроучастке установлена автоматизированная система учёта предназначенная для учёта потребления электрической энергии от главной понизительной подстанции ГПП

Автоматизированная система учёта выполняет следующие функции:

контроль и учёт электроэнергии, потребляемой гидроучастком

расчёт полного баланса электроэнергии, получаемой от ТЭС-400 и от системы;

контроль при расчёте за полученную электроэнергию;

передача показаний счётчиков на конец суток к АРМ ОГЭ;

повышение качества учёта электроэнергии за счёт замены устаревшего оборудования;

упрощение организации коммерческого учёта энергоресурсов;

повышение оперативности управления энергопотреблением за счёт получения оперативной информации и возможности своевременного воздействия на режим энергопотребления;

повышение производительности труда работников электрохозяйства.

Контролю и учёту подлежат активная и реактивная электроэнергия.

Источником информации для реализации вышеперечисленных функций являются сигналы счётчиков электроэнергии.

Для обеспечения постоянного контроля работы отдельных элементов системы электроснабжения и учета вырабатываемой и потребляемой электроэнергии подлежат измерению величины тока, напряжения, частоты, мощности и электроэнергии, для чего и используются контрольно-измерительные приборы.

Установка амперметра производится в цепях, в которых необходим контроль тока (вводы РП, отходящие линии, трансформаторы, перемычки между секциями сборных шин, отходящие линии к высоковольтным электродвигателям). При равномерной нагрузке обычно ток измеряется только в одной фазе. При неравномерной измерения производятся в каждой фазе раздельно.

Измерение напряжения производится на каждой секции сборных шин РП и ТП. В трехфазных электроустановках обычно производится измерение одного междуфазного напряжения. В сетях с изолированной нейтралью вольтметры используются также для контроля изоляции. Для этой цели могут применяться три вольтметра, включаемые на фазные напряжения через измерительный трансформатор типа ЗНОЛ, присоединенный к секции РП.

Измерение мощности выполняется в цепях понижающих трансформаторов подстанции. При напряжении первичной стороны 220 кВ и выше измеряется активная и реактивная мощность, при 110 кВ - только активная. В цепях двухобмоточных трансформаторов измерение производиться со стороны низшего напряжения.

Различают расчетный (коммерческий) и технический (контрольный) учет электроэнергии.

Расчетный учет электроэнергии предназначен для осуществления денежных расчетов за выработанную, а также отпущенную потребителям электроэнергию.

Технический учет предназначен для контроля расхода электроэнергии внутри предприятия. Для предприятия следует предусматривать возможность установки стационарных или переносных счетчиков с целью контроля за соблюдением лимитов расхода электроэнергии цехами, линиями и агрегатами, для определения расхода электроэнергии на единицу выпускаемой продукции. Приборы технического учета находятся в ведении самих потребителей. Для их установки и снятия разрешение электроснабжающей организации не требуется.

Правильное построение системы учета и контроля электропотребления способствует снижению нерационального расхода электроэнергии и облегчает составление электрических балансов, являющихся основой для анализа состояния электрического хозяйства и выявления возможных резервов экономии энергоресурсов на предприятии.

В проекте для измерения и учета электроэнергии принят преобразователь импульсных сигналов (сумматор), многоканальный, программируемый, СЭМ-2. Он предназначен для автоматизации диспетчерского учета потребляемой электроэнергии, а также оперативного контроля электропотребления по сменам, суткам, месяцам и другим расчетным периодам на промышленных предприятиях и его структурных подразделениях. Данное устройство обеспечивает прием импульсных сигналов от счетчиков-датчиков, осуществляет учет электроэнергии по двух - или трехтарифным зонам, выдает сигналы о возможности превышения установленных лимитов электропотребления. Сумматор СЭМ-2 может подключаться к внешним ПЭВМ и модемам, что позволяет поддерживать связь с системами учета энергии более высокого уровня.

Перечень измерительных приборов, использованных в дипломном проекте, и места их установки указаны в таблице 10.1.

Таблица 10.1 - Контрольно-измерительные приборы и места их установки

Цепь	Перечень приборов	Тип прибора	Класс точности
1	2	3	4
Кабельная линия 10 кВ, питающая РП завода	амперметр	Э377	1,5
	счетчик активно-реактивной энергии	ЦЭ6850М	0,2
Кабельная линия 10 кВ, отходящая от РП	амперметр	Э377	1,5
Сборные шины 10 кВ	вольтметр для измерения междуфазного напряжения	Э377	1,5
	три вольтметра для измерения фазного напряжения	Э377	1,5
Трансформатор цеховой подстанции	амперметр в каждой фазе	Э377	1,5
	счетчик активно-реактивной энергии	ЦЭ6850М	0,2
Сборные шины 0,38/0,22 кВ ТП	вольтметр для измерения междуфазного напряжения	Э377	1,5
Секционный выключатель	амперметр	Э377	1,5

Составление, разработка и осуществление планов организационно-технических мероприятий по экономии электроэнергии имеют большое организующее значение, являются необходимыми формами планомерного и эффективного использования непроизводительных затрат и резервов экономии на каждом производстве.

План организационно-технических мероприятий должен включать мероприятия по рациональному электропотреблению; внедрению более совершенных технологических процессов и оборудования, требующих меньших удельных энергозатрат; борьбе с потерями электроэнергии во всех звеньях электропотребления предприятия.

По каждому мероприятию, включаемому в план, необходимо производить определение его экономической эффективности.

Наиболее эффективными мерами по экономии электроэнергии на проектируемой установке являются:

улучшение контроля за технологическими процессами, использование для этой цели вычислительной техники;

приведение параметров и характеристик электротехнического оборудования в соответствие с потребностями технологии (ликвидация "избытка мощностей");

повышение эффективности утилизации сбросной теплоты;

применение частотно-регулируемых приводов;

использование для внутреннего и наружного освещения люминесцентных ламп низкого и высокого давления;

применение средств автоматического управления освещением (СУО).

11. Технико-экономические расчеты

Организация управления энергохозяйством. На нефтеперерабатывающем заводе, структурным подразделением которого является гидроучасток дизельного топлива, применяется централизованное построение энергоремонтной службы. При централизованной организации ремонтно-эксплутационной службы повышена ответственность отдела главного энергетика (ОГЭ) за состояние цехового электрооборудования и электрических сетей. При этом обеспечивается более квалифицированная работа ремонтно-эксплуатационных участков, повышается контроль за состоянием электрических сетей и оборудования, их эксплуатацией, а также качеством выполняемых ремонтных работ и использованием рабочей силы.

Во главе энергетического хозяйства стоит главный энергетик.

Основные функции главного энергетика:

непосредственная административное и техническое руководство ОГЭ и энергоцеха;

техническое и методическое руководство службами цеховых энергетиков;

непосредственное совершенствование структуры ОГЭ, с целью, чтобы при любых изменениях в сфере основного производства в максимальной степени обеспечивает запросы производства с наименьшими затратами;

надзор за правильной эксплуатацией электрооборудования;

нормирование энергоресурсов и их рациональное использование;

выполнение оперативное распоряжение энергосистемы, газо - и водоснабжающих организаций в отношении графика нагрузки и режима электро-, газо-, и водопотребления;

определение потребность в запасных частях для ремонта электрооборудования, обеспечивает их изготовление силами энергоремонтных цехов, размещает заказы на изготовление их в других цехах завода;

ответственность за технически безопасное состояние и за организацию безопасной эксплуатации общезаводских и межцеховых энергетических объектов;

запрещение работу энергооборудования и энергоустановок в случаях грубого нарушения правил технической эксплуатации или неудовлетворительного технического состояния, угрожающего жизни людей, аварией или пожаром;

предоставление руководству предприятия предложения о наложении взыскания и о депримировании инженерно-технического персонала производственных и вспоогательных цехов за допущенные аварии и нарушения правил техники безопасности, неправильную эксплуатацию плохое содержание электрооборудования и сетей;

распоряжение предоставленными фондами и лимитами.

Главный энергетик лично и через отдел главного энергетика осуществляет непосредственное заключение договоров на поставку необходимых энергоносителей.

Бюро планирования, экономики и ППР планирует объемы работ энергоцехов и осуществляет увязку планов с планами других подразделений, рассчитывает показатели и осуществляет анализ экономической деятельности хозяйства; составляет сводные заявки по предприятию; рассчитывает сметы затрат на ремонты и эксплуатацию энергетического оборудования; разрабатывают инструкции по уходу за электрооборудованием; осуществляет контроль состояния приборов и учет электроэнергии, представляет главному энергетику ежегодные сводки потребления топлива, энергии и энергоносителей.

Проектно-конструкторское бюро составляет и корректирует чертежи и схемы; разрабатывает и внедряет единую систему измерения сетей и оборудования; составляет инструкции по эксплуатации сетей и электрооборудования; разрабатывает организационно-технические мероприятия по экономии электроэнергии; ведет технический надзор за работами по расширению и реконструкции; решает вопросы надежности и повышения качества электроэнергии.