подстанция

Размещено на http://www.allbest.ru/
ВСТУП
Проблеми раціонального розподілення електроенергії на промислових
підприємствах, які на сьогодні є основними споживачами енергії в Україні,
набувають істотного значення. Ці завдання ускладнюються постійно
зростаючими
вимогами
до
якості
електроенергії
та
до
надійності
електропостачання, особливо на підприємствах з високим ступенем
автоматизації.
Енергетична промисловість є важливою галуззю, від сучасного
розвитку
якої
господарства,
залежить
підвищення
планомірний
рівня
розвиток
добробуту
усього
трудящих.
народного
Виробництво
електроенергії, її передача, перетворювання та розподіл здійснюється не на
одному підприємстві, а в усій енергетичній системі. Одержана електрична
енергія передається на величезні відстані для її використання у різних
пристроях.
Основними споживачами електричної енергії є різноманітні галузі
промисловості, транспорт, сільське господарство, комунальне господарство
міст і селищ. При цьому 70% споживачів електричної енергії випадає на
промислові об'єкти.
Для забезпечення подачі електричної енергії в необхідній кількості та
відповідної якості від енергосистем до промислових об'єктів, установок,
устроям і механізмам існують системи електропостачання промислових
підприємств, які складаються з мереж електропостачання до 1 кВ і вище й
трансформаторних, перетворювальних і розподільчих підстанцій.
Електроустановки споживачів електроенергії мають свої специфічні
особливості; до них пред'являють визначені вимоги: надійність живлення,
якість електроенергії, резервування та захист окремих елементів. Під час
проектування, спорудження й експлуатації систем електропостачання
промислових підприємств необхідно правильно в техніко-економічному
аспекті здійснювати вибір потужностей, визначати електричні навантаження,
Размещено на http://www.allbest.ru/
вибирати тип, число і потужність трансформаторних підстанцій, види їх
захисту, системи компенсації реактивної потужності, способи регулювання
напруги. Це повинно бути вирішено з урахуванням удосконалення
технологічних
процесів
виробництва,
росту
потужностей
окремих
електроприймачів і особливостей кожного підприємства, цеха, установки;
підвищення якості та ефективності їх роботи.
Передача, розподіл і споживання виробленої електроенергії на
промислових
підприємствах
повинні
здійснюватися
з
високою
економічністю та надійністю.
В системі цехового розподілу електроенергії широко використовують
комплектні розподільчі устрої, підстанції та силові й освітлювальні
струмопроводи. Це створює глибоку та надійну систему розподілу, в
результаті чого вдається зекономити велику кількість дротів і кабелів.
Спрощені схеми підстанцій різної напруги і призначень за рахунок,
наприклад, відмови від вимикачів на первинній напрузі з глухим з'єднанням
трансформаторів підстанцій із живильними лініями. Широко застосовують
удосконалені системи автоматики, а також прості та надійні устрої захисту
окремих елементів системи електропостачання промислових підприємств.
В той
же
час, безпечну роботу електрообладнання
можливо
забезпечити, коли вона виконується при дотриманні відповідних « Правил
устройства
електроустановок»,
«Правил
безпечної
експлуатації
електроустановок споживачів», а також «Правил пожежної безпеки в
Україні».
Всі вимоги щодо надійності електропостачання, високої якості
електроенергії, зручності та безпеки в експлуатації, економічності та
можливості подальшого розвитку без її докорінного переобладнання у
дипломному проекті ураховані.
Це все забезпечує необхідне раціональне й економічне витрачання
електроенергії в усіх галузях промисловості.
Размещено на http://www.allbest.ru/
1. ЗАГАЛЬНА ЧАСТИНА
1.1
Роль підстанції в заводській системі електропостачання
Підстанцією
називається
електроустановка,
що
складається
з
трансформаторів або інших перетворювачів енергії, розподільних пристроїв
напругою до 1000 В та вище, що застосовується для перетворення та
розподілу електричної енергії.
Залежно від призначення підстанції виконуються трансформаторними
(ТП) або перетворювальними (ПП) - двигун-генераторними, випрямними та
ін.
В залежності від потужності та призначення підстанції поділяють на:
- вузлові розподільні (РП), U H  110  500кВ
- головні понижуючі (ГПП), U H  110  220 / 6  10  35кВ ;
- підстанції глибокого воду (ПГВ), U H  110  330 / 6  10кВ ;
- розподільні (РП), U H  6  10кВ ;
- цехові, U H  6  10 / 0,38  0,66кВ .
Трансформаторні
електропостачання.
В
підстанції
залежності
є
основними
від
ланками
положення
в
в
системі
енергосистемі,
призначення, величини первинної та вторинної напруги їх можна розділити
на районні підстанції, підстанції промислових підприємств, тягові підстанції
та ін.
Районними називаються підстанції, що живляться від районних
(основних)
мереж
енергетичних
систем.
Вони
призначені
для
електропостачання великих районів, у яких знаходяться промислові, міські,
сільськогосподарські та інші споживачі електроенергії.
Підстанція №2 змішаного типу. У якості розподільчої підстанції вона
подає напругу на підстанцію 19-20 механічного цеху №6, на підстанцію 3132 механічних цехів 9-15, на підстанцію 79 редукторного цеху.
Размещено на http://www.allbest.ru/
У якості понижуючої підстанції вона подає напругу у механічний цех
1-2. У якості перетворювальної підстанції подає постійну напругу у
механічний цех 1-2 та редукторний цех.
Всі
ці
цеха
є
споживачами
другої
категорії.
Порушення
в
електропостачанні призводить до масового браку та недовипуску продукції.
1.2 Зв'язок підстанції з енергосистемою
Підстанція №2 живить підстанції 19-20, 31-32, 9-15, 79. Зокрема, на цих
споживачах встановлені: на підстанції 19-20 – трансформатор на 1000 кВА з
навантаженням 40 А; на підстанції 31-32 – з навантаженням 50 А; на
підстанції 79 – з навантаженням 70 А.
На підстанції №2 встановлено 4 трансформатори по 1000 кВА,
постійно у роботі знаходяться два з навантаженням 60 А.
Підстанція працює цілодобово, ремонт та профілактика здійснюються у
святкові та вихідні дні.
Зв'язок здійснюється наступним чином: підстанція №2 живиться по
двом лініям живлення:
- ПГВ 1 живить підстанцію №2 лінією у 6 кВ, довжина якої 900 м;
- ЦРП (від Краматорської ТЕЦ) живить підстанцію №2 лінією у 6 кВ,
довжина якої 540 м.
Структурна схема зв’язку підстанції з енергосистемою наведена на рис.
1.1.
Размещено на http://www.allbest.ru/
ЕМСС, ГПП
110/35/6 кВ
110кВ
110кВ
Крам ТЕЦ
ПГВ-1
6кВ
l  900 м
ПС-2
6кВ
ЦРП
l  540м
Рисунок 1.1 – Схема зв’язку підстанції №2 з енергосистемою
1.3 Характеристика споживачів електроенергії підстанції
За умовами забезпечення надійності електропостачання приймачі
електричної енергії поділяються на три категорії.
До
першої
категорії
належать
електроспоживачі,
порушення
електропостачання яких може призвести до небезпеки для життя людей,
значних втрат у народному господарстві, ушкодження обладнання, масового
браку продукції, до розладу складного технологічного процесу, порушення
роботи особливо важливих елементів міського господарства.
Зі складу електроспоживачів першої категорії відокремлюється
особлива група електроспоживачів, безперебійна робота яких необхідна для
безаварійної зупинки виробництва для запобігання погрози життю людей,
вибухів, пожежі та ін.
До
другої
категорії
належать
електроспоживачі,
перерва
в
Размещено на http://www.allbest.ru/
електропостачанні яких призводить до істотного зменшення випуску
продукції, простою робочих механізмів, промислового транспорту, до
порушень нормальної діяльності великої кількості людей.
До третьої категорії належить решта електроспоживачів, що не
підпадають під визначення першої та другої категорій. Вони допускають
перерву в електропостачанні на час, необхідний для ремонту або заміни
зіпсованого елемента СЕП, не більший однієї доби.
Основні міркування при виборі трансформаторів такі:
1) забезпечення надійності електропостачання відповідно категорії
споживача у нормальних, аварійних і ремонтних умовах так, щоб
трансформатор, що залишився у роботі, забезпечував роботу підприємства на
час заміни вибулого трансформатора з урахуванням можливого обмеження
навантаження без збитку для діяльності підприємства і з використанням
допустимого перевантаження;
2) забезпечення мінімуму зведених затрат на трансформатори з
урахуванням динаміки росту електричних навантажень.
Підстанція №2 6/0,4 кВ живить механічний цех 6-9-15, редукторний
цех, а також механічні цеха 1-2. Всі ці цеха є споживачами другої категорії.
Всі
ці
цеха
є
споживачами
другої
категорії.
Порушення
електропостачанні призводить до масового браку та недовипуску продукції.
в
Размещено на http://www.allbest.ru/
2. СПЕЦІАЛЬНА ЧАСТИНА
2.1 Розрахунок електричних навантажень
Вихідні данні по споживачам 6/0,4 кВ трансформаторної підстанції №2:
підстанції 19,20 мають навантаження 40 А; підстанції 31, 32, - 50 А;
підстанція 79 – 70 А; трансформатори ВАК та ВАК 2 – 40 А.
2.1.1 Розрахунок електричних навантажень споживачів на стороні
0,4 кВ
Відомо, що на стороні 6 кВ – розрахунковий струм 120 А, а на стороні
0,4 кВ у 15 раз більше, тому
I РОЗР  120  15  1800  2000 А.
Визначаємо
максимальне
активне
навантаження
споживачів
формулою (2.1):
РМ 0, 4  3  U H  I PООЗ  cos  , кВт ,
(2.1)
де U H - номінальна напруга, U H  0,4кВ ;
I РОЗР
- розрахунковий струм у період максимуму навантажень, А ;
cos  - коефіцієнт потужності даного споживача;
cos   0,87 ;
РМ 0, 4  3  0,4  2000  0,82  1204,08кВт ;
Визначаємо реактивне навантаження споживачів за формулою (2.2):
за
Размещено на http://www.allbest.ru/
QМ 0, 4  РМ  tg , кВар ,
(2.2)
де РМ - розрахункова активна потужність споживачів, яка визначається
з формули (2.1), кВт ;
РМ 0, 4  1204,08кВт ;
tg - відповідає значенню cos  даного споживача;
tg  0,56;
QМ 0, 4  1204,08  0,56  674,2кВар .
Визначаємо повне навантаження споживачів на стороні 0,4 кВ за
формулою (2.3):
S М 0, 4 
Р
2
М
  QМ , кВА;
2
(2.3)
де QМ - реактивне навантаження споживачів на стороні 0,4 кВ, кВар ;
QМ  674,2кВар ;
РМ - активне навантаження споживачів на стороні 0,4 кВ, кВт ;
РМ 0, 4  1204,08кВт ;
SМ 0, 4  1204,082  674,22  1380кВА.
Размещено на http://www.allbest.ru/
2.1.2 Визначення втрат у трансформаторах
Орієнтовно приймаємо два трансформатора потужністю 1000 кВА і
визначаємо втрати активної та реактивної потужності у них за формулами
(2.4 та 2.5):
P  0,02  n  S HТ , кВт , (2.4)
Q  0,11 n  S HYТ , кВар , (2.5)
де n - кількість трансформаторів, шт.;
S HТ - навантаження трансформатора,кВт.
P  0,02  2  1000  40кВт ,
Q  0,11  2  1000  220кВар .
2.1.3 Розрахунок електричних навантажень споживачів на стороні
6 кВ
Визначаємо максимальне активне та реактивне навантаження за
формулами (2.1 та 2.2):
РР  3  U H  I P  cos  , кВт ,
де U H - номінальна напруга, U H  6кВ ;
I РОЗР
- розрахунковий струм у період максимуму навантажень, А ;
QР  РР  tg, кВар ,
Розрахунок навантажень на стороні 6 кВ ведемо для кожного
споживача окремо:
Підстанція №19:
Размещено на http://www.allbest.ru/
I Р1  40 А; cos 1  0,82 ( tg1  0,69 );
РР1  3  6  40  0,82  340,5кВт ;
QР1  340,5  0,69  235кВар.
Підстанція №20:
I Р 2  45 А; cos  2  0,84 ( tg 2  0,64 );
РР 2  3  6  45  0,84  392,3кВт ;
QР 2  392,3  0,64  251,07кВар .
Підстанція №31:
I Р3  50 А; cos  3  0,83 ( tg 3  0,67 );
РР3  3  6  50  0,83  430,7кВт;
QР3  430,7  0,67  288,5кВар .
Підстанція №32
I Р 4  55 А; cos  4  0,85 ( tg 4  0,61);
РР 4  3  6  55  0,85  485,2кВт ;
QР 4  485,2  0,61  296кВар.
Підстанція №79:
I Р5  70 А; cos  5  0,84 tg 5  0,64
(
РР5  3  6  70  0,84  610,3кВт;
QР5  610,3  0,64  390,5кВар .
);
Размещено на http://www.allbest.ru/
Трансформатор ВАК-1:
I Р 6  40 А; cos  6  0,88 ( tg 6  0,53 );
РР6  3  6  40  0,88  365,4кВт;
QР 6  365,4  0,53  193,6кВар .
Трансформатор ВАК-2:
I Р 7  44 А; cos7  0,88 ( tg7  0,53 );
РР7  3  6  44  0,88  392,7кВт;
QР 7  392,7  0,53  208,1кВар .
Розрахунок сумарних активних та реактивних навантажень робимо за
формулами (2.6 та 2.7):
Р
 РР1  РР 2  РР3  РР 4  РР5  РР6  РР7  Р8  Р9  Р10  Р11  Р12 , кВт
M6
Q
M6
 QР1  QР 2  QР 3  QР 4  QР 5  QР 6  QР 7  Q8  Q9  Q10  Q11  Q12 , кВар
Р
 340,5  392,3  430,7  485,2  610,3  392,7  3017,1кВт;
Q
 235  251,07  288,5  296  390,5  193,6  208,1  1862,7кВар.
M6
M6
; (2.6)
; (2.7)
2.1.4 Розрахунок розрахункової потужності всієї підстанції
Розрахункові сумарні потужності підстанції 6/0,4 кВ розраховуємо за
формулами (2.8, 2.9 та 2.10)):
РМ . ПС   РМ 0, 4   РМ 6  Р, кВт;
де
Р
М 0, 4
Р
М6
(2.8)
- сумарна активна потужність на стороні 0,4 кВ, кВт ;
- сумарна активна потужність на стороні 6 кВ, кВт ;
Размещено на http://www.allbest.ru/
Р - активні втрати у трансформаторах, кВт ;
QМ . ПС   QМ 0, 4   QМ 6  Q, кВар ;
де
Q
М 0, 4
Q
М6
(2.9)
- сумарна реактивна потужність на стороні 0,4 кВ, кВар ;
- сумарна реактивна потужність на стороні 6 кВ, кВар ;
Q - реактивні втрати у трансформаторах, кВар ;
S М . ПС  РМ . ПС  QМ . ПС ,кВА.
2
2
(2.10)
де РМ .ПС - сумарне активне навантаження усієї підстанції, кВт ;
QМ . ПС  сумарне реактивне навантаження усієї підстанції, кВар ;
РМ . ПС  3017,1  1204,08  40  4261,2кВт ;
QМ . ПС  1862,7  674,2  220  2756,9кВар ;
S M . ПС  4261,22  2756,92  5075,2кВА.
2.1.5 Визначення розрахункового струму підстанції
Розрахунковий струм на стороні 6 кВ визначаємо за формулою (2.11):
I Р. ПС 
S М . ПС
3 U Н
,А
; (2.11)
де S М . ПС - повна максимальна потужність підстанції, кВА ;
U H - номінальна напруга, U H  6кВ ;
I М . ПС 
5075,2
 487,2 А.
3 6
Размещено на http://www.allbest.ru/
2.1.6 Розрахунок коефіцієнта потужності підстанції
Розрахунок коефіцієнта потужності визначаємо за формулою (2.12):
cos  Р 
PМ . ПС
S М . ПС , (2.12)
де РМ .ПС - сумарне активне навантаження усієї підстанції, кВт ;
РР. ПС  7118,90кВт;
S М . ПС - повна максимальна потужність підстанції, кВА ;
S М . ПС  7984,77кВА;
cos  
4261,2
 0,84.
5075,2
2.2 Вибір числа і потужності силових трансформаторів
Вибір трансформаторів робиться з урахуванням умов їх установки,
виду охолодження, частоти та напруги мережі, що живить, напруги
потужності та режиму роботи приймачів електричної енергії. Умови
установки
трансформатора
навколишнього
середовища,
визначаються
його
хімічною
атмосферними
умовами
агресивністю,
ступенем
пожежної небезпеки.
Вибір потужності трансформаторів проводиться, виходячи з повного
розрахункового навантаження об’єкта з урахуванням його характеру.
Потужність трансформаторів, що живлять промислове навантаження, слід
вибирати з середнього навантаження у найбільш навантажену зміну.
При визначенні кількості трансформаторів на електричній підстанції
слід виходити зі складу приймачів електричної енергії.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Оскільки на підстанції споживачі ΙΙ категорії, тому приймаємо не
менше двох трансформаторів.
Враховуючи 100 % резерв живлення споживачів ΙΙ категорії
передбачаємо тип трансформатору ТМ-1000/6-10 кВ.
Перевіряємо забезпеченість живлення споживачів у нормальному
режимі за умовою (2.13):
S
Н .Т .
 S Н .Т .  n  S М 0, 4
(2.13)
де S Н .Т . - номінальна потужність трансформатору, кВА ,
n - кількість трансформаторів, шт ;
S М 0, 4
- сумарна максимальна потужність споживачів на стороні 0,4 кВ,
кВА ;
S
Так
 1000  2  2000кВА  1380кВтА
Н .Т .
як
2000кВА  1380кВА ,
.
отже
нормальне
електропостачання
споживачів буде забезпечене.
В аварійному режимі, коли тимчасово відключений або вийшов з ладу
один з трансформаторів, трансформатор, що залишився в роботі можна
перевантажувати на 40% понад номінальну потужність протягом 5 діб, але не
більше 6 годин на добу.
Для трансформаторів в аварійному режимі повинно виконуватися
умова (2.14):
mав  S Н .Т .  N ав  S М 0, 4 ,
(2.14)
де S Н .Т - номінальна потужність трансформатора, кВА ,
Размещено на http://www.allbest.ru/
N ав - кількість трансформаторів, що працюють в аварійному режимі;
m ав - коефіцієнт, що враховує аварійне припустиме перевантаження
трансформаторів,
mав  1,4 ;
S М 0, 4
- сумарна максимальна потужність споживачів на стороні 0,4 кВ,
кВА ;
mав  S Н .Т .  N ав  1,4  1000  1  1400кВА,
Так
як
1400кВА  1380кВА ,
отже
нормальне
електропостачання
споживачів буде забезпечене.
Висновок: технічний розрахунок показує, що обраний варіант
задовольняє вимогам надійності споживання споживачів підстанції. Таким
чином, остаточно приймаємо до установки два трансформатори типу ТМ1000/10 кВА потужністю 1000 кВА кожний.
Технічні дані трансформаторів занесемо до таблиці 2.1(за 2, табл.4.2) .
Таблиця 2. 1 – Технічні дані трансформатору
Варіант
S НОМ , кВА
Тип
І
ТМ-
1000
U НОМ , кВ
ВН
НН
6-10
0,4
Pх. х. , кВт Pк. з. , кВт
I х.х. ,%
U к .з. ,%
2,45
1,4
8
12,2
1000/610
2.3 Компенсація реактивної потужності
Компенсація реактивної потужності або підвищення коефіцієнту
потужності
електроустановок
промислових
підприємств
має
велике
Размещено на http://www.allbest.ru/
народногосподарське, економічне значення та є частиною загальної
проблеми підвищення ККД роботи систем електроспоживання та поліпшення
якості відпускаємої споживачу електроенергії. Зниження споживання
реактивної потужності призводить к зменшенню величини струму у
живлючих лініях; зменшенню втрат потужності та енергії; зменшенню
витрачання кольорового металу на спорудження ліній електропередачі.
Потужність компенсуючих пристроїв (КП) на підстанції визначаємо,
виходячи з доцільності підвищення коефіцієнту потужності ( cos  ) до
нормативного значення 0,92 . Цьому значенню відповідає tg Е  0,426 .
Величина cos 
у період максимуму навантажень підстанції складає
0,846 ( tg Р  0,82 ) (виходячи з розрахунків п 2.1.6).
Визначаємо навантаження КП за формулою (2.15):
QКП  РМПС  tg МАХ  tg Е , кВар (2.15)
де tg МАХ - фактичний тангенс кута  , який відповідає максимальному
нагріву, визначаємо за формулою (2.16):
tg МАХ 
QМПС
,
РМПС (2.16)
де РМПС - розрахунковий максимум активного навантаження підстанції,
кВт;
РРПС  4261,2кВт;
QМПС
кВт;
- розрахунковий максимум реактивного навантаження підстанції,
Размещено на http://www.allbest.ru/
QРПС  2756,9кВт ;
tg МАХ 
2756,9
 0,65;
4261,2
QКП  4261,2  0,64  0,426  937,5кВар.
У якості компенсуючих пристроїв пропонуємо прийняти комплектні
конденсаторні установки сумарною потужністю 937,5кВар на стороні низької
напруги.. Приймаємо дві установки типу УКН 0,380-450 з номінальною
потужністю 450 кВар кожна (по 4, табл.8.4).
Визначаємо потужність підстанції з урахуванням батарей за формулою
(2.17):

2
2
S МПС  РМ  QМ  QКП  ,кВА, (2.17)
де РМ - максимально активне навантаження, кВт;
QМ - максимально реактивне навантаження, кВт;
QКП - потужність пристрою, що компенсує, кВар;

2
SМПС  4261,22  2756,9  937,5  4633,4кВА,
cos  
4261,2
 0,92.
4633,4
2.4 Розрахунок мереж живлення
Виходячи з наявності джерела живлення, приймаємо величину
напруги: U Н  6кВ .
Виходячи з можливості прокладки, приймаємо кабельні лінії у тунелі.
Довжина кабельної лінії l  0,7км .
Виходячи з того, що споживачі другої категорії та за умовою
Размещено на http://www.allbest.ru/
надійності приймаємо дві кабельні лінії ( n  2 ), що прокладені у земляній
траншеї.
2.4.1 Вибір перетинів кабелів та повітряних ліній
Виходячи з умов надійності, розрахункову потужність кожної лінії
приймаємо рівною повній розрахунковій потужності всієї підстанції:
  4633,4кВА
S Л .Р  SМПС
.
Розрахунковий струм лінії визначаємо за формулою (2.18):
I Л .Р 
S Л .Р
3 U Н
,А
, (2.18)
де S Л .Р - розрахункова потужність кожної лінії, кВА;
U Н - номінальна напруга живлення, кВ;
I Л .Р 
4633,4
 446,3 А.
3 6
Визначаємо економічний переріз жил кожної лінії. Приймаємо кабель з
алюмінієвими жилами з паперовою ізоляцією (2.19):
S ек 
I Л .Р
, мм 2 ,
jек
(2.19)
де I Л .Р - розрахунковий струм лінії;
I Л .Р  738,62 А;
Размещено на http://www.allbest.ru/
j ек - економічна щільність струму,
jек  1,2
А
мм 2 (прийнята
А
мм 2 ,
за 1, табл.17.9
для
силових
кабелів
з
алюмінієвими жилами з паперовою ізоляцією);
Sек 
446,3
 372 мм 2 .
1,2
Приймаємо кабель марки ААБ23 185 з перерізом кабелю, що дорівнює
185мм 2 та тривалим допустимим табличним струмом на жилу I тр.доп.  340 А
( 2, табл.3.37).
I тр.доп.  340  2  680 А
I тр.доп.  I Л . Р ;
680 А  446 А.
З урахуванням умов прокладки знаходимо уточнююче значення
тривалого допустимого струму за формулою (2.20):

I тр.доп.  k1  k 2  I тр.табл , А,
(2.20)
де k1 - температурний коефіцієнт, оскільки температура навколишнього
середовища не задана, то k1  1;
k 2 - коефіцієнт, що враховує коефіцієнт, що враховує взаємний вплив
кабелів, що розташовані рядом у землі, приймаємо по 3, табл.5.2 ;
k 2  0,84;
У нормальному режимі струм одного вводу буде складатиме:
Размещено на http://www.allbest.ru/

I тр.доп.  1  0,84  2  340  571,2 А,
571,2 А  446 А.
Данна умова виконується.
В аварійному режимі допускається перевантаження кабелів на 30%
тривалістю не більш ніж 6 годин у продовж п'яти діб.

I тр.доп.ав  1,3  0,84  2  340  742,5 А.
742,5 А  446 А.
Данна умова виконується.
Перевіряємо переріз дротів лінії за втратою напруги в аварійному
режимі. Допустима довжина лінії, виходячи з допустимої втрати напруги
U доп  5% (за ПУЕ), розраховується за формулою (2.21):
lдоп  l U 1%  U доп% 
I тр.доп.ав.
I Л .Р

 10 3  l ,
(2.21)
де l U % - довжина лінії кабелю на 1% втрати навантаження, приймаємо
для
ААБ-185 l U %  600 м ( 6, стор.117);
U доп%
I тр.доп.ав
- допустима втрата навантаження у кабелі, приймаємо 5%;

- допустиме навантаження на кабель, приймаємо з п. 2.4.1;

I тр.доп.ав  742,5 A
I Л .Р
з попереднього розрахунку;
- розрахунковий струм лінії;
Размещено на http://www.allbest.ru/
lдоп  600  5 
742,5
 10 3  4,8км  0,7км.
446
Таким чином лінія проходить за втратою навантаження.
Висновок: кабель марки ААБ23 185 проходить за нагрівом, за втратою
напруги і тому може бути остаточно прийнятий для ліній підстанції, що
живлять.
2.5 Визначення струмів короткого замикання
Розрахунок струмів короткого замикання здійснюється для вибору
основних апаратів та струмопровідних частин розподільчого пристрою
підстанції, перевірки їх на стійкість до дії струмів короткого замикання для
обґрунтування обраних засобів захисту елементів підстанції.
Приймаємо базисні умови: S б  100МВА ; U б1  6,3кВ ;
Розраховуємо базисний струм за формулою (2.22):
Iб 
I б1 
Sб
3 U б
,
100
3  6,3
(2.22)
 9,2кА;
2.5.1 Складання схеми заміщення та визначення відносних опорів її
елементів
Для розрахунків струмів короткого замикання складаємо розрахункову
схему (рис.2.1), а далі складаємо схему заміщення (рис. 2.2):
Размещено на http://www.allbest.ru/

S к  200МВА
Система
lк  0,7км
х0  0,08 Ом м
к1
к1
S Н .Т  1000кВА
U к %  8%
к2
струмів
Трансформатори
к2
Рисунок 2.2 –Схема заміщення
замещения
Рисунок 2.1- Розрахункова схема
Розрахунок
Кабель вводу
короткого
замикання
здійснюється
за
розрахунковою схемою – схемою електропостачання у нормальному режимі.
На підставі цієї схеми складається схема заміщення, на якій всі елементи
представлені у виді опорів. У мережах напругою вище 1 кВ враховується
тільки індуктивний опір, при цьому розрахунок здійснюється тільки у
відносних одиницях. При розрахунку у відносних одиницях усі опори
повинні бути приведені до базисних умов (до загальної базової потужності).
Знаходимо опор системи:
x1 
Sб
,
S  (2.23)
де S б - базова потужність, МВА;
S  - потужність короткого замикання на шинах підстанції, що
знаходиться вище, приймаємо рівною потужності виключення вимикача ВМ35
Размещено на http://www.allbest.ru/
S   1000МВА,
x1 
100
 0,5.
200
Знаходимо опір кабельної лінії за формулою:
x l
S
x2  0 k  б 2 ,
n
U Н (2.24)
2
де l k - діюча довжина кабельної лінії (за умовою), км;
x 0 - індуктивний опір кабельної лінії, x0  0,08Ом / км(8, стор.49); ,
S б - базова потужність, МВА;
U Н - номінальна напруга, U Н  6кВ ;
n - число кабелів, що взяті у паралель;
x2 
0,08  0,7 2 100
 2  0,07.
3
6
Знаходимо опір силового трансформатору 1000 кВА за формулою:
x3 
U к% Sб

,
100 S Н .Т (2.25)
де U к % - напруга короткого замикання ( за табл. 2.1);
Sб
- базова потужність, МВА;
S Н .Т . - потужність трансформатора;
S Н .Т .  1,0МВА;
x3 
8,0 100

 8,0.
100 1,0
Размещено на http://www.allbest.ru/
2.5.2 Розрахунок результуючого опору
Результуючий опір для точки к1 :
x РЕЗ1  x1  x2 ; (2.26)
xРЕЗ1  0,5  0,07  0,57.
Результуючий опір для точки к 2 :
x РЕЗ2  x РЕЗ1  x3 ; (2.27)
xРЕЗ2  0,57  8,0  8,57.
2.5.3 Розрахунок струмів та потужностей короткого замикання
у точці к1 :
-
Розрахунковий струм розраховуємо за формулою:
I к1 
I б1
, кА,
x РЕЗ1
(2.28)
I к1 
9,2
 16,1кА.
0,57
Ударний струм розраховуємо за формулою:
i y1  k y  2  I k1 , кА,
де
ky
(2.29)
- ударний коефіцієнт;
k y  1,8 7, табл.3.1
(
).
iy1  1,8  2  16,1  40,8кА.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Потужність розраховуємо за формулою:
S к1 
Sб
, МВА
x РЕЗ1
; (2.30)
S к1 
100
 175,4МВА.
0,57
- у точці к 2 :
Розрахунковий струм розраховуємо за формулою:
I к2 
I б1
, кА,
x РЕЗ2
(2.31)
Iк2 
9,2
 1,07кА.
8,57
Ударний струм розраховуємо за формулою (2.29) :
k y  1,2 7, табл.3.1
(
)
iy 2  1,2  2  1,07  1,83кА.
Потужність розраховуємо за формулою (2.30) :
Sк 2 
100
 11,6МВА.
8,55
2.6 Вибір та перевірка апаратів
2.6.1 Вибір та перевірка кабелю вводу
Виходячи з даних, що отримали у розділі 2.4 (розрахунок мереж
живлення) здійснюємо подальший розрахунок та перевірку кабелю вводу.
Размещено на http://www.allbest.ru/
а) Перевірка кабелю на термічну стійкість.
Визначимо тепловий імпульс короткого замикання за формулою:
Bk  I П  t ВІДКЛ  TА , кА 2  с,
2
(2.32)
де I П  I k1  7,13кА - дійсне значення періодичної складової струму
короткого замикання на шинах 6 кВ;
Т А - час дії аперіодичної складової струму короткого замикання
(приймаємо Т А  0,01с для ліній 6-10 кВ).
t ВІДКЛ
- час дії струму короткого замикання, с;
t ВІДКЛ  t ВВ  t З , с
, (2.33)
де t ВВ - час спрацювання вимикача, t ВВ  0,12 с;
t З - час дії релейного захисту, t З  1,0 с;
t ВІДКЛ  0,12  1,0  1,12с;
Bk  162  1,12  0,01  289,3кА 2  с.
Визначимо мінімально допустимий перетин за умовами нагріву
струмом короткого замикання за формулою:
S min 
Bk
C
, мм 2
(2.34)
2
де Bk - тепловий імпульс, кА  c ;
C - термічний коефіцієнт (для жил прийнятого кабелю приймаємо
C  100 ;
Размещено на http://www.allbest.ru/
289,3  106
 170 мм 2
100
.
Smin 
Так
S min  S обр
як
2
2
( 170 мм 185 мм ),
значить
умова
термостійкості
виконується. Остаточно приймаємо до установки кабель марки ААБ23 185 .
б) Перевірка кабелю за втратою напруги в аварійному режимі.
Визначаємо втрату напруги за формулою:
U % 
3  100
 I Л . Р.  R  cos   X  sin  ,
UН
(2.35)
де U Н -номінальна напруга, U Н  6кВ ;
I Л .Р - розрахунковий струм лінії, А;
R
L
S
,Ом,
(2.36)
Ом  мм 2
;
м
де  -стандартний опір,
  0,0283
Ом  мм 2
м
- для алюминиевых проводов;
L -довжина кабелю, м ;
S -переріз кабелю, мм 2 ;
R
0,0283  700
 0,03Ом;
3  185
X  X 0  L  0,08  0,7  0,056Ом;
U % 
3  100
 445  0,03  0,92  0,056  0,39  0,6%5%.
6  103
Размещено на http://www.allbest.ru/
У нормальному режимі втрати напруги будуть ще менші.
2.6.2 Вибір та перевірка шин
За розрахунковим струмом I Л .Р  446 А РУ-6 кВ за таблицею П5 7
2
обираємо алюмінієві однополюсні шини перерізом 40  5 мм з тривалим
допустимим струмом
I тр.доп.  540 А.
1) Перевіряємо шини за нагрівом.
Шини повинні задовольняти наступній умові:

I тр.доп.  I Л .Р ,
(2.37)

де I тл.доп. - тривало допустимий струм при положенні шин плашмя, А;

I тр.доп.  0,95  I тр.доп , А,
(2.38)
де I дл.доп. - тривало допустимий табличний струм, А;

I дл.доп.  0,95  540  513 А 446 А.
Умова виконується, тобто шини задовольняють вимозі вибору за
нагрівом.
2) Перевіряємо шини на термічну стійкість.
Шини повинні задовольняти наступній умові:
S обр  S м ін ,
де
S обр
(2.39)
- табличний переріз обраної шини, мм ;
2
Размещено на http://www.allbest.ru/
S мін - мінімальний переріз шини, мм 2 ;
S мін 
Bk
, мм 2 ,
С
(2.40)
2
де Bk - тепловий імпульс короткого замикання, кА  c ;
C - термічний коефіцієнт (для шин приймаємо C  95 4);
S мін 
289,3  106
 179,04 мм 2  200 мм 2 .
95
Умова виконується, тобто шини задовольняють вимозі вибору на
термостійкість.
3) Перевірка шин на динамічну стійкість.
Сила, що діє на шини при трифазному короткому замиканні,
розраховується за формулою:
7
F  3  10  k ф 
де
iy
kф
iy
2
a
 l, Н ,
(2.41)
- коефіцієнт форми шини(для однополосних шин
kф  1
);
- ударний струм короткого замикання у точці k 2 , кА;
а - відстань між осями фаз (приймаємо а  260мм 2 для шафи КРУ);
l - відстань між сусідніми сторонами ізолятора (приймаємо l  900 мм
для шафи КРУ);
F  3  10 7  1 
16,12  106
 900  155,2 Н .
260
Размещено на http://www.allbest.ru/
Вигинальний момент шин розраховується за формулою:
M 
F l
, Н  мм,
10
(2.42)
де F - сила при трифазному короткому замиканні, Н;
l - відстань між точками кріплення шин на ізоляторах, мм;
M 
155,2  900
 13968 Н  мм.
10
Момент опору шин при розташуванні їх плашмя розраховується за
формулою:
b  h2
W
, мм 2 ,
6
(2.43)
де b - товщина шини, b  6 мм (рис.2.3);
h - ширина шини, h  60 мм (рис.2.3);
h
b
Рисунок 2.3 – Розташування шини на ізоляторі
Размещено на http://www.allbest.ru/
W 
5  402
 1333 мм 2 .
6
Розрахункова напруга в матеріалі шин розраховується за формулою:
 розр 
M
, МПа,
W
(2.44)
де M - вигинальний момент шин, Н  мм;
W - момент опору шин при розташуванні їх плашмя, мм 2 ;
 розр 
13968
 10,4 МПа.
1333
Розрахункова напруга в матеріалі шин повинна вдовольняти умові
 розр  доп
, (2.45)
де  доп - допустима напруга для алюмінію;  доп  82,3МПа :
10,4МПа82,3МПа .
Умова виконується, шини динамічно стійкі, тому остаточно до
2
установки обираємо алюмінієві однополюсні шини перерізом 40  5 мм .
2.6.3 Вибір та перевірка вимикача вводу
Припускаємо до установки шафи типу КУ-10Ц з вакуумним вимикачем
типу VM-1S.
Вибір та перевірку вимикача проводимо у табличній формі (табл. 2.4).
Размещено на http://www.allbest.ru/
Таблиця 2.4 –Вибір вимикача ведення
Умови вибору
1.Вибір за напругою
U ВСТ  U Н
2.Вибір за робочим струмом
I РОЗР  I Н
Розрахункові дані
Каталожні дані
6кВ
6 кВ
446,3 А
630А
3.Вибір за вимикаючою здатністю
I П  I Н .вим
16,1кА
20кА
4.Перевірка на динамічну стійкість
i y  iпр.скв
40,8 кА
51 кА
289,3кА2  с
20 2  3  1200кА 2  с
5.Перевірка
на
термічну
стійкість
ВК  I T  tT
2
Висновок: шафи типу КУ-10Ц з вакуумним вимикачем типу VM-1S
задовольняють умовам вибору та перевірки та можуть бути прийняті до
установки.
2.6.4 Вибір трансформатору струму вводу
Припускаємо до установки трансформатор струму типу
ТПЛ-10КУЗ-600-0,5/р (трансформатор обираємо за
3, табл.13.35).
Перевірку проводимо у табличній формі (табл. 2.5).
Таблиця 2.5 – Вибір трансформатору струму
Умови вибору
1.Вибір за напругою
U ВСТ  U Н
2.Вибір за робочим струмом
I РОЗР  I Н
3.Перевірка на динамічну стійкість
i y  iпр.скв
ВК  I T  tT
2
4.Перевірка на термічну стійкість
Розрахункові
Каталожні
дані
дані
6 кВ
6 кВ
446,3А
600А
40,8 кА
90 кА
289,3кА2  с
362  1  1296кА 2  с
Усі розрахункові дані нижче ніж каталожні, тому остаточно приймаємо
до установки вимірювальні трансформатори струму типу ТПОЛ-10КУЗ-10000,5/р
Размещено на http://www.allbest.ru/
При виборі трансформатору струму необхідно також здійснити його
перевірку
за
класом
точності.
повинна
бути
забезпечена
робота
трансформатору струму у класі точності 0,5.
Схема підключення обмоток приладів за вторинними обмотками
трансформатору струму представлена на рис. 2.4.
ТА A
РА
ТА C
РI
РK
РI
РK
РK
Рис. 2.4 – Схема підключення обмоток приладів за вторинними
обмотками трансформатору струму.
Виходячи зі схеми підключення приладів до трансформатору струму
(рис. 2.4) складаємо таблицю навантажень на вторинні обмотки
трансформаторів струму за фазами (табл. 2.6).
Таблиця
2.6
–
Таблиця
навантажень
на
вторинні
обмотки
трансформаторів струму
Найменування приладу
1.
Амперметр
2.
Лічильник
Тип
енергії
Разом
Лічильник
фаза А
фаза Б
фаза С
Е-335
0,5
-
-
І-680
2,5
-
2,5
І-676
2,5
2,5
2,5
5,5
2,5
5,0
активної
енергії
3.
Навантаження, ВА
реактивної
Розрахунок проводимо за найбільш навантаженою фазою – фазою А.
Загальний опір обмоток приладів розраховуємо за формулою:
Размещено на http://www.allbest.ru/
Rприл 
S прил
I 2в т
2
, Ом ,
(2.46)
де I 2вт - вторинний струм трансформатору струму, який рівний 5 А.
Rприл 
5,5
 0,22Ом.
52
За технічними даними трансформатору його вторинне навантаження
S 2 н  10 ВА .
Даній потужності відповідає величина опору вторинних ланцюгів, при
якій трансформатор струму буде працювати у заданому класі точності.
Опір вторинних кіл розраховуємо за формулою:
Z 2н 
Z 2н 
S 2н
I 2н
2
, Ом;
(2.47)
10
 0,4Ом.
52
Опір контактних з’єднань зазвичай приймають рівним RК  0,1Ом.
Розрахункова довжина з’єднувальних проводів при схемі неповної
зірки:
l розр  3  l , м,
(2.48)
де l - відстань від трансформатору струму до приладів в осередку КРУ,
приймаємо 4 м.
l P  3  4  6,93  7 м.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Допустимий опір з’єднувальних проводів розраховуємо за формулою:
Rпров  Z 2 н  Rприл  Rк , Ом;
(2.49)
Rпров  0,4  0,22  0,1  0,08Ом.
Перетин проводів:
S пров 
де
  l розр
Rпров
  0,0283
S пров 
, мм 2 ,
(2.50)
Ом  мм 2
м
- для алюмінієвих проводів,
0,0283  7
 2,47 мм 2 .
0,08
За умовами механічної міцності маємо прийняти стандартний перетин
алюмінієвих проводів – не менш ніж 2,5 мм .
2
Приймаємо перетин алюмінієвих проводів 2,5 мм .
2
2.6.5 Вибір трансформатору напруги
Для контролю за станом ізоляції на стороні високої напруги 6 кВ
встановимо на кожній секції шин по два однофазних трансформатора
напруги з заземленим вводом типу ЗНОЛ.07-10УЗ.
Відповідність
класу
точності
перевіряють
шляхом
порівняння
номінальної напруги вторинного ланцюга з фактичним навантаженням від
приладів, що підключені. Складають таблицю навантажень вторинних
ланцюгів трансформатору напруги. Для цього потрібно визначити число
приладів та реле, котрі мають обмотки паралельного підключення та
підрахувати повну потужність, яку вони споживають.
Розрахунок навантаження від обмоток приладів до реле наводимо у
таблиці 2.7.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Таблиця
2.7
–
Розрахунок
навантажень
вторинних
ланцюгів
трансформатору напруги
Е-335
2 ВА
1
1
0
1
2
-
І-680
2Вт
2
0,38
0,925
5
20
48,68
енергії
І-676
3Вт
2
2
12
29,2
4. Реле напруги
РН-51
0,15ВА
1
4
0,6
-
34,6
77,88
Тип
1. Вольтметр
2.
Лічильник
активної
енергії
3.
Лічильник
реактивної
Разом
cos 
sin 
0,38
0,925
Число приладів
Число котушок
Загальна
Потужність котушки
Найменування приладу
потужність
P, Вт
Q, Вар
1
0
S2
S2


 P

2
Q

2
, ВА,
(2.51)
 34,6 2  77,82  85ВА.
У класі точності 0,5 номінальна потужність трансформатора напруги
типу
ЗНОЛ.07-10УЗ
складає
75
ВА,
для
двох
трансформаторів
S 2 Н  150ВА отже: S ном  S 2 
Таким чином, до установки приймаємо два трифазних трансформатору
типу ЗНОЛ.07-10УЗ. Від струмів короткого замикання трансформатор
напруги захищається струмувідокремлюючим запобіжником типу ПТК-10.
Технічні данні трансформаторів напруги наведені у 5, табл.2.85, стор.190.
2.7 Розрахунок релейного захисту
2.7.1 Розрахунок струму однофазного короткого замикання
Знаходимо струм однофазного короткого замикання на стороні 0,4 кВ
Размещено на http://www.allbest.ru/
(приведений до U б  6,3кВ ):
3 Iб
, кА,
2xС  xТ   xТ 0
(2.52)
I к . з. 
де I б -базисний струм, кА;
xС -опір системи;
xТ -опір трансформатору;
xТ 0 - індуктивний опір нульової послідовності трансформатору;
xТ 0 
U К 0 Sб

,
100 S Н .Т . (2.53)
де S б -базисна потужність;
S Н .Т - потужність трансформатору, МВА;
xТ 0 
42 100

 42;
100 1
I к . з. 
3  9,2
 0,46кА.
20,5  8  42
2.7.2 Розрахунок первинного та вторинного струмів
трансформатору
Знаходимо первинний номінальний струм трансформатору струму за
формулою:
I 1H 
S H .Т
3  U 1H
, А,
(2.54)
Размещено на http://www.allbest.ru/
де S Н .Т - потужність трансформатору, МВА;
U1H -вища напруга, U1H  6кВ;
I1H 
1000
 96,3 А.
3 6
Знаходимо вторинний номінальний струм трансформатору струму за
формулою:
S H .Т
I 2H 
3 U 2H
, А,
(2.55)
де S Н .Т - потужність трансформатору, МВА;
U 2 H - нижча напруга,, U 2 H  0,4кВ;
I2H 
1000
 1445 А.
3  0,4
2.7.3 Вибір коефіцієнту трансформації трансформатора струму
На стороні 6 кВ (при підключенні реле на різницю струмів двох фаз):
kТ .Т 1 
k сх  I 1Н
,
5
(2.56)
де k сх - коефіцієнт схеми з'єднання трансформатора струму та реле у
неповну зірку 1, табл.11.1;
k сх  1;
Размещено на http://www.allbest.ru/
I1H - первинний струм трансформатора струму;
kТ .Т 1 
1  96,3
 19,26.
5
Приймаємо
k Т .Т 1 
200
 40
5
,
у цьому випадку при номінальному
навантажені через реле протікатиме струм порядку 5А.
На стороні 0,4 кВ приймаємо трансформатор струму у нейтралі з
kТ .Т 2 
1500
 300
5
, для якого первинний струм рівний I 2H  1449 А.
2.7.4 Розрахунок струму спрацьовування струмової відсічки
Первинний струм спрацьовування струмової відсічки розраховуємо за
формулою:
I с. з.  k H  I k 2 , кА,
(2.57)
де k Н  1,3 - коефіцієнт надійності;
I k 2 - струм короткого замикання у точці k 2 ;
I с. з.  1,3  1,07  1,4кА.
2.7.5 Розрахунок струму спрацьовування реле
Визначимо струм спрацьовування реле відсічки за формулою:
I С.Р 
k СХ  I СЗ
, А,
кТ .Т 1
(2.58)
де k сх - коефіцієнт схеми з'єднання трансформатора струму та реле у
Размещено на http://www.allbest.ru/
неповну зірку 1, табл.11.1;
k сх  1;
I с.з. - первинний струм спрацьовування струмової відсічки,А;
kТ .Т 1 - коефіцієнт трансформації на стороні 6 кВ;
1  1,4  103
 35 А.
40
I С .Р 
Приймаємо реле типу РТ 40/50 зі струмом уставки I УСТ  35А.
Струм спрацьовування захисту при цій уставці визначаємо за
формулою:
I с. з 
I УСТ  kТ .Т .1
, А,
1
(2.59)
де I УСТ  35 А -струм уставки;
kТ .Т 1 - коефіцієнт трансформації на стороні 6 кВ;
I с. з 
35  40
 1400 А.
1
2.7.6 Розрахунок коефіцієнта чутливості відсічки
Коефіцієнт
чутливості
відсічки
визначаємо
при
однофазному
короткому замиканні на виводах 6 кВ трансформатора (при якому струм у
реле має мінімальне значення) за формулою:
( 2)
kЧ . 
Iк
,
I СЗ
(2.60)
Размещено на http://www.allbest.ru/
де I с. з -струм спрацьовування захисту, кА;
Iк
Iк
(2)
( 2)
-струм двофазного короткого замикання;
 0,87  I к1
kЧ 
( 3)
 0,87  16,1  14кА;
14
 10  2.
1,4
Захист достатньо чутливий.
2.7.7 Розрахунок струму спрацьовування максимального
струмового захисту
Первинний струм спрацьовування максимального струмового захисту з
витримкою часу визначаємо за формулою:
I СЗ 
к Н  к З  I 1Н
, А,
кВ
(2.61)
де к Н  1,2 - коефіцієнт надійності;
кЗ  2
- коефіцієнт запасу (самозапуску);
к В  0,8 -коефіцієнт повернення реле;
I1H - первинний струм трансформатора струму;
I СЗ 
1,2  2  96,3
 289 А.
0,8
2.7.8 Розрахунок струму спрацьовування реле захисту
Струм спрацьовування реле захисту визначаємо за формулою:
I С.Р 
k СХ  I СЗ
, А,
кТ .Т 1
(2.62)
Размещено на http://www.allbest.ru/
де k сх - коефіцієнт схеми з'єднання трансформатора струму та реле у
неповну зірку 1, табл.11.1;
k сх  1;
I с.з. - первинний струм спрацьовування максимального струмового
захисту, А;
kТ .Т 1 - коефіцієнт трансформації на стороні 6 кВ;
I С .Р 
1  289
 7,2 А.
40
Приймаємо реле типу РТ 40/10 зі струмом уставки I УСТ  10А. та
уставкою часу tУСТ  1c .
2.7.9 Розрахунок коефіцієнта чутливості захисту
Коефіцієнт чутливості захисту визначаємо при двофазному короткому
замиканні на стороні 0,4 кВ за формулою:
( 2)
kЧ . 
Iк
,
I СЗ (2.63)
де I с. з - первинний струм спрацьовування максимального струмового
захисту, кА;
Iк
(2)
Iк
( 2)
-струм двофазного короткого замикання;
kЧ 
 0,87  I к 2
( 3)
 0,87  1070  931кА;
931
 3,2  1,5.
289
Размещено на http://www.allbest.ru/
Захист достатньо чутливий.
2.7.10 Розрахунок струму спрацьовування захисту від замикань на
землю
Струм спрацьовування захисту від замикань на землю на стороні 0,4 кВ
визначаємо за формулою:
I С .З  0,5  I 2 H , А, (2.64)
IС .З  0,5  1445  723 А.
Приймаємо I С.З  750 А.
2.7.11 Розрахунок струму спрацьовування реле
Струм спрацьовування реле визначаємо за формулою:
I С.Р 
k СХ  I СЗ
, А,
кТ .Т 2
(2.65)
де k сх - коефіцієнт схеми з'єднання трансформатора струму та реле у
неповну зірку 1, табл.11.1;
k сх  1;
I с.з.
- первинний струм спрацьовування захисту, А;
kТ .Т 1
- коефіцієнт трансформації на стороні 0,4 кВ;
I С .Р 
1  750
 2,5 А.
300
Размещено на http://www.allbest.ru/
Приймаємо, що захист виконаний з допомогою реле типу РТ -81.
Витримку часу на реле встановлюємо 1с. Витримку часу на реле
встановлюємо на 1 с.
2.7.12 Розрахунок коефіцієнта чутливості захисту
Коефіцієнт чутливості захисту визначаємо за формулою:
( 2)
kЧ . 
Iк
,
I СЗ (2.66)
де I с. з - первинний струм спрацьовування захисту, А;
Iк
(2)
- струм двофазного короткого замикання, А;
6
0,4
 10  1,5.
750
500 
kЧ 
Захист достатньо чутливий.
2.7.13 Газовий захист
Газовий захист виконаний газовим реле типу РГЗ -61.
Размещено на http://www.allbest.ru/
3. ЕКОНОМІКА ТА ОРГАНІЗАЦІЯ ВИРОБНИЦТВА
3.1 Розрахунок капітальних витрат
Одноразові капітальні витрати - це витрати на придбання, монтаж і
доставку
електроустаткування.
Для
їхнього
розрахунку,
насамперед,
необхідно скласти кошторис специфікації електроустаткування (табл. 3.1):
104000
416000
2. Трансформатор напруги ЗНОЛ.07-10УЗ
2
6200
12400
3. Кабель АС (3*185) мм
6200м
1м-109грн
675800
4. Шкаф КРУ 3 вакуумним вимикачем
20
24000
480000
5. Заземлюючі пристрої
1
6150
6150
6. Збірні шини
5*40
18
9000
7. Шкаф с роз'єднувачами
1
9840
9840
8. Конденсаторна установка типу
2
17000
34000
2
Загальна вартість, грн.
Ціна за 1 одиницю, грн.
4
електрообладнання
1. Силовий трансформатор типу ТМ-1000/6/10
Кількість
Найменування електрообладнання
одиниць
Таблиця 3.1 – Кошторис специфікації електроустаткування підстанції
УКН 0,380-450
Разом
1646190
Капітальні
витрати
на
доставку,
придбання
та
монтаж
електроустаткування визначаємо за формулою:
K  C0  C M  CТР.З ,
де
С0 -
(3.1)
вартість
усього
електроустаткування
за
кошторисом
Размещено на http://www.allbest.ru/
специфікації(табл.3.1);
CM - вартість монтажних робіт, що складає 10%  20% від вартості
всього електроустаткування,
CM  164619грн. ;
CТР .З - транспопортно-заготівельні витрати, що становлять 7%  12% від
вартості всього електроустаткування,
CТР.З  197542,8грн. ;
K  1646190  164619  197542,8  2008351,8грн.
Занесемо всі дані в таблицю 3.2.
Таблиця 3.2 – Капітальні витрати
Найменування витрат
Сума, грн
1.
Вартість електроустаткування
1646190
2.
Вартість монтажних робіт
164619
3.
Транспортно-заготавлювальні витрати
197542,8
Разом
2008351,8
3.2 Розрахунок поточних витрат
3.2.1 Розрахунок річного фонду часу роботи устаткування
Календарний річний фонд часу роботи устаткування у безперервному
режимі роботи устаткування приймається рівним кількості днів за
календарем
FKАЛ  365днів
.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Номінальний річний фонд часу роботи устаткування дорівнює
календарному:
FНОМ  FКАЛ  365днів.
Визначаємо номінальний річний фонд часу роботи устаткування у
годинах за формулою:
FНОМ ( ГОД )  FНОМ  24, год,
(3.2)
де FНОМ - номінальний річний фонд робочого часу, дн.;
FНОМ ( ГОД )  365  24  8760год.
Дійсний річний фонд робочого часу устаткування визначаємо за
формулою:
FД  FНОМ ( ГОД )  (1  k В ), год,
(3.3)
де k В - коефіцієнт, що враховує втрати часу на ремонт устаткування;
k В  0,05  0,15 ;
F Д  8760  (1  0,1)  7884год.
3.2.2 Розрахунок річної трудомісткості та ремонту устаткування
Спочатку здійснюється визначення середньорічної кількості ремонтів
устаткування за формулою:
Размещено на http://www.allbest.ru/
ПК 
ПТ 
де
1
Т Р. Ц
, (3.4)
NТ
Т Р. Ц
, (3.5)
Т Р .Ц .
- тривалість ремонтного циклу;
N Т - кількість поточних ремонтів, що доводяться на ремонтний цикл.
Середньорічна кількість ремонтів з урахуванням кількості одиниць
електроустаткування визначається за формулою:
гр8  гр 2  гр 6, (3.6)
гр9  гр 2  гр 7, (3.7)
Всі отримані дані заносимо в табл. 3.3.
Таблиця 3.3 – Середньорічна кількість ремонтів устаткування
Структур
Середня
Середня
а
кількість
кількість
ремонтно
ремонтів
урахування
з
2
3
4
5
6
7
8
9
1. Силовий трансформатор типу
4
12
36
КР-3ТР-
0,2
0,08
1,00
0,32
КР
5
КР-3ТР-
0,6
0,33
1,33
0,66
КР
6
КР-19ТР-
0,9
0,05
5,89
0,31
КР
5
КР-2ТР-
0,6
0,33
13,3
6,6
КР
6
КР-4ТР-
0,2
0,06
0,26
0,06
КР
6
ТМ-1000/6/10
2.
Трансформатор
напруги
2
3
12
ЗНОЛ.07-10УЗ
3. Кабель АС (3*185) мм
2
4. Шкаф КРУ 3 вакуумним
6,2км
20
20
3
12
12
вимикачем
5. Заземлюючі пристрої
1
15
36
періоду, міс.
1
періоду, рік
ремонтного
міжремонтного
Тривалість
Кілкість, шт
Перелік електроустаткування
го циклу
м кількості
одиниць
П
К
П
К
Размещено на http://www.allbest.ru/
6. Збірні шини
4*50
7. Шкаф с роз'єднувачами
8.
Конденсаторна
1
установка
6
12
4
2
12
6
12
типу
КР-5ТР-
0,8
КР
3
КР-3ТР-
0,7
КР
5
КР-5ТР-
0,8
КР
3
0,16
16,6
3,2
0,25
0,75
0,25
0,16
1,66
0,33
УКН 0,380-450
Трудомісткість
техобслуговування
та
ремонту
устаткування
визначається окремо за видами устаткування на основі норм трудомісткості
на
техобслуговування,
середньорічну
поточний
кількість
ремонтів.
ремонт,
капітальний
Потім
шляхом
ремонт
та
підсумовування
визначається спільна річна трудомісткість техобслуговування та ремонту
устаткування. Розрахунок заносимо у таблицю 3.4.
Таблиця 3.4 – Середньорічна трудомісткість техобслуговування та
електроустаткування
кількість
ремонтів
з
Норма трудомісткості,
Трудомісткість
н/ч
річна ремонтів,
урахуванням
н/ч
кількості
одиниць
П
К
П
К
ТО
П
К
2
3
4
5
6
7
8
9
1,00
0,35
6
300
60
6
105
60
1,33
0,66
8
25
9,6
10,64
16,5
12,77
АС
5,89
0,31
48
160
50
282,7
49,6
294,5
3
13,3
6,6
10
30
12
133
198
159,6
0,26
0,06
18
50
15
4,68
3
3,9
1
Силовий
1.
трансформатор
техобслуговування
Середня
Трудомісткість
Перелік
річна
ремонту устаткування
типу
ТМ-1000/6/10
Трансформатор
2.
напруги
ЗНОЛ.07-
10УЗ
3.
Кабель
(3*185) мм
4.
Шкаф
2
КРУ
вакуумним вимикачем
5.
пристрої
Заземлюючі
Размещено на http://www.allbest.ru/
6. Збірні шини
16,6
3,2
25
55
25
520
225,5
520
с
0,75
0,25
6
20
7,5
4,5
5
5,63
Конденсаторна
1,66
0,33
40
120
40
66,4
39,6
66,4
161
750
219,1
642,2
1120,1
Шкаф
7.
роз'єднувачами
8.
установка типу УКН
0,380-450
Разом
1027,9
2
1670,12
Річна трудомісткість ремонтів визначається за формулами:
гр 7  гр 2  гр 4, (3.8)
гр8  гр5  гр3, (3.9)
гр 9  гр 6  гр 2. (3.10)
3.2.3 Розрахунок чисельності обслуговуючого персоналу
1)
Визначення
чисельності
обслуговуючого
персоналу
при
безперервному режимі роботи.
При безперервному режимі роботи устаткування персонал, який
зайнятий техобслуговуванням устаткування, має безперервний чотирьох
бригадний графік роботи, а персонал, який зайнятий ремонтом устаткування,
має п'ятиденний сорокагодинний робочий тиждень із двома вихідними
днями.
У цьому випадку визначають річний фонд робочого часу однієї людини
для
ремонтного
персоналу
та
для
персоналу,
який
зайнятий
техобслуговуванням, за формулою:
F Д  ( FК  Bих )  (1  K ВТР )  Д ЗМ , часов,
(3.11)
де FК - річний календарний фонд робочого часу однієї людини;
Размещено на http://www.allbest.ru/
Вих - число вихідних днів;
Вих 
365
 2  104дня;
7
K ВТР - коефіцієнт, що враховує регламентовані втрати робочого часу
(хвороби, відпустки, державні обов'язки);
K ВТР  0,1;
Д ЗМ - тривалість зміни;
F Д  (365  104)  (1  0,1)  8  1879годин.
Чисельність визначається окремо для ремонтного персоналу та для
персоналу, який зайнятий техобслуговуванням устаткування, за формулою:
Ч РЕМ 
Ч ОБСЛ 
Т РЕМ
, чол,
F Д  К В. Н .
Т ОБСЛ
, чол,
F Д  К В. Н .
(3.12)
(3.13)
де Т РЕМ - річна трудомісткість ремонтів (приймаємо за табл.3.4);
Т ОБСЛ
FД
- річна трудомісткість техобслуговування (приймаємо за табл.3.4);
- річний дійсний фонд робочого часу однієї людини;
К В.Н .
- коефіцієнт виконання норм,
К В.Н .  1,1  1,2
;
Размещено на http://www.allbest.ru/
Ч РЕМ 
1670,12
 0,74чол;
1879  1,2
Ч ОБСЛ 
1120,10
 0,5чол.
1879  1,2
2) Визначення кваліфікації персоналу.
Кваліфікація персоналу визначається на основі складності робіт з
техобслуговування та ремонту.
3.2.4 Розрахунок витрат на техобслуговування та ремонт
електроустаткування
Розрахунок ФОП здійснюється на підставі:
1) прийнятої системи оплати праці:
2) графіків роботи електроустаткування та робітників;
3) трудомісткості техобслуговування та ремонту електроустаткування
При безперервному графіку роботи окремо розраховуються:
1) фонд оплати праці робітників, які зайняті техобслуговуванням за
графіком;
2) фонд оплати праці робітників, які зайняті ремонтом устаткування та
працюючих за п'ятиденним робочим тижнем із двома вихідними днями.
Тарифну
заробітну
плату
для
робітників,
які
зайняті
техобслуговуванням електроустаткування, знаходимо за формулою:
ЗПТАР.ОБСЛ  С4  0,5  Т ОБСЛ  С5  0,5  Т ОБСЛ , грн, (3.14)
де С4 , С 5 - годинна тарифна ставка за 4 та 5 розрядом по
техобслуговуванню;
Т ОБСЛ
- річна трудомісткість техобслуговування (приймаємо за табл.
3.4);
0,5- коефіцієнт, що враховує частку роботи для 4 та 5 розрядів,
Размещено на http://www.allbest.ru/
ЗПТАР.ОБСЛ  9,75  0,5  1120,1  11,05  0,5  1120,1  11649,01грн.
Тарифну заробітну плату для робітників, які зайняті ремонтом
електроустаткування, знаходимо за формулою:
ЗПТАР.РЕМ  С4  0,5  Т РЕМ  С5  0,5  Т РЕМ , грн, (3.15)
де С4 , С 5 - годинна тарифна ставка за 4, 5 розрядом з ремонту;
Т РЕМ - річна трудомісткість ремонту (приймаємо за табл. 3.4);
0,3; 0,5 - коефіцієнти, що враховує частку роботи для 4, 5 розрядів,
ЗПТАР.РЕМ  9,75  0,5  1670,12  11,05  0,5  1120,1  14330,39грн.
Премії (25%-30% від тарифної заробітної плати) для робітників, які
зайняті техобслуговуванням електроустаткування, знаходимо за формулою:
ПОБСЛ  0,3  ЗПТАР.ОБСЛ  0,3  11649,01  3494,70грн.
Премії для робітників, які зайняті ремонтом електроустаткування,
знаходимо за формулою:
ПРЕМ  0,3  ЗПТАР.РЕМ  0,3  14330,39  4299,11грн.
Доплати за роботу у вечірній та нічний час визначаються за формулою:
Д Н  К Н  ССЕР.РІЧ  К В.Н , грн,
(3.16)
де К Н - коефіцієнт, що враховує розмір доплат;
К Н  0,2 - 20% за роботу у вечірній час;
Размещено на http://www.allbest.ru/
К Н  0,4 - 40% за роботу у нічний час;
ССЕР.РІЧ - середньогодинна тарифна ставка;
ССЕР.РІЧ  10,25грн;
К В. Н - число вечірніх і нічних годин (з 22-00 до 6-00).
1
Для безперервного графіка роботи число вечірніх годин становить 12
1
від загальної кількості робочих годин; нічних годин складе 4 від загального
числа робочих годин.
Число вечірніх робочих годин:
КВ 
1
 1120,1  93,34.
12
Число нічних робочих годин:
КН 
1
 1120,1  280,03.
4
Д Н .НІЧ  0,4  10,25  280,03  1148,12грн;
Д Н .ВЕЧ  0,2  10,25  93,34  191,35грн.
Загальне число доплат знаходимо за формулою:
Д ЗАГ  Д Н .НІЧ  Д Н . ВЕЧ
(3.17)
Д ЗАГ  1148,12  191,35  1339,47грн.
Доплата за роботу у святкові дні здійснюється тільки для робітників,
які зайняті техобслуговуванням устаткування:
Размещено на http://www.allbest.ru/
Д СВ  ССР.РІЧ 
К СВ
 Т ОБСЛ , грн,
365
(3.18)
де ССЕР.РІЧ - середньогодинна тарифна ставка;
ССЕР.РІЧ  10,25гр;
К СВ - число святкових днів за рік;
Д СВ  10,25 
11
 1120,1  346,0грн.
365
Доплата за переробку графіку здійснюється тільки для робітників, які
зайняті техобслуговуванням устаткування:
Д ПЕР  К ПЕР  ССЕР.РІЧ  К П  Т ОБСЛ , грн, (3.19)
де ССЕР.РІЧ  10,25гр;
К ПЕР - коефіцієнт, що враховує розмір доплати за переробітку графіка;
К ПЕР  0,5;
К П - коефіцієнт, що враховує переробітку графіка;
К П  0,025;
Д ПЕР  0,5 10,25  0,025 1120,1  143,51грн.
Основна
заробітна
плата
для
робітників,
які
техобслуговуванням електроустаткування, визначається за формулою:
зайняті
Размещено на http://www.allbest.ru/
ФОЗОБСЛ  ЗПТАР  ПОБСЛ  Д ЗАГ  Д СВ  Д ПЕР , грн, (3.20)
де ЗПТАР - тарифна заробітна ставка для робітників, які зайняті
техобслуговуванням електроустаткування;
П ОБСЛ -
премія для робітників, які зайняті техобслуговуванням
електроустаткування;
Д ЗАГ - загальна плата за роботу у вечірній та нічний час;
Д СВ - плата за роботу у святкові дні;
Д ПЕР - плата за переробку графіка;
ФОЗОБСЛ  14330,39  3497,7  339,47  346,00  143,51  18654,07грн.
Основна заробітна плата для робітників, які зайняті ремонтом
електроустаткування, визначається за формулою:
ФОЗРЕМ  ЗПТАР  П РЕМ , грн, (3.21)
де ЗПТАР - тарифна заробітна ставка для робітників, які зайняті ремонтом
електроустаткування;
П РЕМ -
премія
для
робітників,
які
зайняті
електроустаткування;
ФОЗРЕМ  11649,61  4299,11  15948,72грн.
Додаткова заробітна плата визначається за формулою:
ФДЗ  ФОЗ  К ДЗ , грн,
(3.22)
ремонтом
Размещено на http://www.allbest.ru/
де ФОЗ - основна заробітна плата;
К ДЗ
- коефіцієнт, що враховує розмір додаткової заробітної плати;
К ДЗ  0,11
;
ФДЗОБСЛ  18654,07  0,11  2051,95грн,
ФДЗРЕМ  15948,72  0,11  1754,36грн.
Фонд оплати праці робітників, які зайняті техобслуговуванням і
ремонтом електроустаткування визначається як сума їх основної й
додаткової заробітної плати:
ФОП  ФОЗ  ФДЗ (3.23)
Розраховуємо окремо для робітників, які зайняті техобслуговуванням
електроустаткування:
ФОПОБСЛ  18654,07  2052,95  20707,02грн.
Розраховуємо
окремо
для
робітників,
які
зайняті
ремонтом
який
зайнятий
електроустаткування:
ФОПРЕМ  15948,72  1754,36  17703,08грн.
Середньомісячна
заробітна
плата
робітника,
техобслуговуванням і ремонтом електроустаткування розраховується за
формулою:
ЗП СЕР.М . 
ФОП
, грн,
Ч  12
(3.24)
Размещено на http://www.allbest.ru/
де Ч - чисельність робітників;
12 - число місяців у році;
ФОП - фонд оплати праці;
Розраховуємо окремо для робітників, які зайняті техобслуговуванням
електроустаткування:
ЗПСЕР.М .ОБСЛ 
20707,02
 3451,17 грн.
0,5  12
Розраховуємо
окремо
для
робітників,
які
зайняті
ремонтом
електроустаткування:
ЗПСЕР.М . РЕМ 
17703,08
 1993,59грн.
0,74  12
Відрахування на соціальне страхування та інші відрахування від
заробітної плати визначається у відсотках до ФОП:
- фонд соціального страхування – 2,9 %;
- фонд зайнятості – 1,9 %;
- пенсійний фонд – 32 %;
- страхування від нещасних випадків – 2,55 %;
Загальна сума відрахувань становить 39,35%.
Розраховуємо окремо для робітників, які зайняті техобслуговуванням
електроустаткування:
ВІДРОБСЛ  0,3935  20707,02  8148,21грн.
Розраховуємо
електроустаткування:
окремо
для
робітників,
які
зайняті
ремонтом
Размещено на http://www.allbest.ru/
ВІДРРЕМ  0,3935 17703,08  6966,16грн.
Результати розрахунку ФОП можна звести до таблиці 3.5
3.2.5 Розрахунок вартості матеріалів і запчастин для
техобслуговування та ремонту устаткування
Вартість матеріалів і запчастин для техобслуговування та ремонту
устаткування у розмірі 210-250 % від основної заробітної плати робітників,
які
зайняті
техобслуговуванням
і
ремонтом
електроустаткування,
визначаємо:
CМАТ 
34603,42  250
 86508,55грн.
100
3.2.6 Розрахунок накладних витрат
Величина накладних витрат становить 400% від основної заробітної
плати
робітників,
які
зайняті
техобслуговуванням
і
техобслуговування
та
ремонтом
електроустаткування:
НВ 
34603,42  400
 138413,68грн.
100
Розрахунок
витрат
на
ремонт
електроустаткування наведемо у вигляді таблиці 3.6
Таблиця 3.6 – Витрати на ремонт та техобслуговування устаткування
Стаття витрат
Сума, грн
1. ФОП (з відрахуваннями)
38410,10
-
робітників,
які
зайняті
техобслуговуванням
електроустаткування
20707,02
- робітників, які зайняті ремонтом електроустаткування
17703,08
2. Матеріали та запчастини для ремонту
86508,55
Размещено на http://www.allbest.ru/
3. Накладні витрати
138413,68
РАЗОМ
263332,33
3.3 Вартість електроенергії
У річні експлуатаційні витрати включається тільки вартість втрат
електроенергії.
Втрати потужності визначаємо за формулою:
РВ 
Р

 1   , кВт ,
(3.25)
де Р -активна потужність, кВт;
Р  7118,90кВт ;
 -коефіцієнт корисної дії електрообладнання, 0,7-0,85;
РВ 
4261,2
 1  0,85  751,97кВт .
0,85
Річні втрати електроенергії визначаються за формулою:
WВ  PВ  F Д , кВт / ч,
(3.26)
де PВ - втрати потужності, кВт;
FД
- годовой действительный фонд рабочего времени оборудования,
час;
WВ  751,97  7884  5928531,48кВт / ч.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Вартість електроенергії визначаємо за формулою:
С ЕВ  С1кВт / ч  WП , грн, (3.27)
де WП -втрати електроенергії, кВт/ч;
С1кВт / ч - вартість одного кВт/ч електроенергії;
С1кВт / ч  0,547 грн;
СЕВ  0,547  5928531,48  3242906,7грн.
3.4 Розрахунок амортизаційних відрахувань на відновлення
електроустаткування
Річні експлуатаційні відрахування визначаються за формулою:
АРІЧ 
Nа  К
, грн,
100
(3.30)
де N a - норма експлуатаційних відрахувань, 6,5-10,5%;
K-
капітальні
витрати
на
придбання,
доставку
та
електроустаткування;
АРІЧ 
8  2008351,8
 160668,144грн.
100
3.5 Розрахунок річних експлуатаційних витрат
Річні експлуатаційні витрати визначаємо за формулою:
монтаж
Размещено на http://www.allbest.ru/
ЗЕКСПЛ  СРЕМ  СЕЛ  АРІЧ , грн,
(3.31)
де СРЕМ - витрати на техобслуговування та ремонт, грн;
С ЕЛ - вартість електроенергії, грн;
АРІЧ
-
річні
амортизаційні
відрахування
на
електроустаткування, грн;
ЗЭЕСПЛ  грн.
Розрахунок зведемо до табл. 3.7.
Таблиця 3.7 – Річні експлуатаційні витрати
Найменування показника
Сума, грн
1. Річні експлуатаційні витрати
3644652,71
1.1 Витрати на ремонт та техобслуговування
263332,33
1.1.1 ФОП обслуговуючого персоналу
38410,1
1.1.2 Відрахування на соц. страх
15114,37
1.1.3 Вартість матеріалів та запасних частин
86508,55
1.1.4 Накладні витрати
138413,68
1.2 Вартість втрат електроенергії
3242906,7
1.3 Амортизаційні відрахунки
160668,14
відновлення
Размещено на http://www.allbest.ru/
4. ОХОРОНА ПРАЦІ
4.1 Розрахунок захисного заземлення
Захисне заземлення - навмисне електричне з'єднання з землею або її
еквівалентом металевих не струмопровідних частин електроустановок, які
можуть виявитися під напругою.
Заземленню підлягають усі об’єкти (корпуси електричних машин,
трансформатори, апарати та їхні приводи, світильники, вторинні обмотки
вимірювальних трансформаторів, каркасів розподільних щитів і шаф,
сталевих труб електропроводки та інших металевих конструкцій) при змінній
напрузі 380 В і вище і постійній напрузі 440 В і вище у всіх випадках, а при
змінній напрузі вище 42 В і постійній напрузі вище 110 В – тільки в
приміщеннях із підвищеною небезпекою, особливо небезпечних і у зовнішніх
установках. У вибухонебезпечних приміщеннях заземлення здійснюють при
будь-якій змінній і постійній напрузі.
Робоче заземлення – це заземлення, що призначене для утворення
нормальних умов роботи апарату або електроустановки. До робочого
заземлення відносяться заземлення нейтралів трансформаторів, генераторів,
дугогаснучих котушок. Без робочого заземлення апарат не може виконувати
свої функції або порушується режим роботи електроустановки.
Для
захисту
застосовується
обладнання
грозозахист.
від
Пристрій
пошкоджень
захисту
ударом
від
блискавки
блискавки,
або
блискавковідвід, складається з опори, блискавко приймача, струмовідводу та
заземлювача.
Залежно від місця розташування заземлювачів щодо заземлюючого
устаткування розрізняють два типи заземлюючих пристроїв: виносні та
контурні.
При виносному заземлюючому пристрої заземлювач винесений за межі
площадки, на якій розміщене заземлене устаткування або зосереджене на
Размещено на http://www.allbest.ru/
деякій частині цієї площадки.
При контурному заземлюючому пристрої електроди заземлювача
розміщають за контуром (периметром) площадки, на якій перебуває
заземлене устаткування, а також усередині цієї площадки.
Зазвичай для виконання усіх типів заземлення (захисного, робочого та
грозозахисту) використовують один заземлюючий пристрій.
У якості заземлювачів, у першу чергу, слід використовувати природні
заземлювачі у вигляді прокладених під землею металевих комунікацій (за
винятком трубопроводів для пальних і взривчастих речовин, труб теплотрас),
металеві конструкції будівель сполучених із землею, свинцевих оболонок
кабелів, обсадних труб артезіанських колодязів, свердловин.
Якщо опір природних заземлювачів вдовольняє потрібному значенню
опору розтікання струму, то встановлення природних заземлювачів не
потрібно.
Коли природні заземлювачі відсутні або використання їх не дає
потрібних результатів, застосовують штучні заземлювачі: стрижні з кутової
сталі розміром 50*50, 60*60, 75*75 з товщиною стінки не менше ніж 4 мм та
завдовжки 2,5-3 м; сталеві труби діаметром 50-60 мм та завдовжки 2,5-3 м з
товщиною стінок не менше ніж 3,5 мм; пруткова сталь діаметром не менше
ніж 10 мм та завдовжки до 10 м та більше.
Заземлювачі забивають в ряд або за контуром на таку глибину, при якій
від верхнього кінця заземлювача до поверхні землі залишається 0,5-0,8 м.
Відстань між вертикальними заземлювачами має бути не менше ніж 2,5-3 м.
Для з'єднання вертикальних заземлювачів між собою застосовують
сталеві смуги завтовшки не менше ніж 4 мм і перетином не менше ніж 48 мм2
або сталевий дріт діаметром не менше ніж 6 мм. Смуги (горизонтальні
заземлювачі) сполучають з вертикальними заземлювачами зваркою.
Захисне заземлення для всіх установок повинно бути 4 Ом.
Перед розрахунком заземлення необхідно визначити розрахункове
заземлення ґрунту для вертикальних заземлювачів.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Розрахунковий питомий опір ґрунту з урахуванням коефіцієнту
сезонності для вертикальних заземлювачів розраховуємо за формулою:
 РОЗР.В  k С  ТАБЛ . , Ом  м, (4.1)
де k С - коефіцієнт сезонності, який залежить від климатичних зон та
виду заземлювача;
k С  1,45;
ТАБЛ . - питомий опір ґрунту, Ом  м,
 ТАБЛ .  40Ом  м - для глини ( 4, стор242 )
 РОЗР.В  1,45  40  58Ом  м.
Для горизонтальних заземлювачів розраховуємо питомий опір ґрунту
за формулою (4.1):
k С  2,0;
 РОЗР. Г  2  40  80Ом  м.
Визначаємо опір розтікання одного вертикального заземлювача за
формулою:
RВ 
0,366   РОЗР. В
L
 2l 1 4t   L 
 lg  lg
, Ом ,
 d 2 4t   L 
(4.2)
де  РОЗР.В - розрахунковий питомий опір ґрунту для вертикального
заземлювача;
Размещено на http://www.allbest.ru/
L - довжина заземлювача, м;
L  2,5 м;
t -
відстань
між
поверхні
землі
до
середини
вертикального
заземлювача;
При цьому L d , t 0 0,5 м ,
t 0 - відстань від поверхні землі до верхнього кінця вертикального
заземлювача;
d  0,95  b, м, (4.3)
d  0,95  0,75  0,7125 м;
t   t 0  0,5  l , м;
(4.4)
t   t 0  0,5  l  0,7  0,5  2,5  1,95 м;
RВ 
0,366  58 
2  2,5
1 4  1,95  2,5 
 lg
 lg
  18,4Ом.
2,5  0,95  0,75 2 4  1,95  2,5 
Встановив характер розташування заземлювачів (в ряд чи за контуром),
визначаємо кількість вертикальних заземлювачів за формулою:
nВ 
RВ
, шт,
 В  RЗ
(4.5)
де RЗ - опір заземлення;
RЗ  4Ом;
R В - опір розтікання одного вертикального заземлювача, Ом ;
 В - коефіцієнт використання вертикальних заземлювачів, що залежить
від кількості заземлювачів та відстані між ними; приймаємо за 2, табл.7.1;
 В  0,7;
Размещено на http://www.allbest.ru/
n
18,4
 6,6шт.
0,7  4
Приймаємо 7 уголков.
Довжину горизонтального заземлювача (смуги) розраховуємо за
формулою:
l Г  1,05  nВ  a, м, (4.6)
де nВ - кількість вертикальних заземлювачів;
a - відстань поміж заземлювачів;
l Г  1,05  7  2,5  18,4 м.
Приймаємо 19м.
Визначаємо опір розтікання горизонтального заземлювача. Для
стрижньового круглого перетину опір розтікання розраховуємо за формулою:
RГ 
0,366   РОЗР. Г
L2 Г
 lg
Ом,
LГ
d t
(4.7)
де  РОЗР. Г - розрахунковий питомий опір ґрунту для горизонтального
заземлювача;
LГ - довжина горизонтального заземлювача, м; при цьому L d , L4  t  ,
t  - заглиблення електроду горизонтального заземлювача;
d - діаметр горизонтального заземлювача;
d  0,5  b, м, (4.8)
Размещено на http://www.allbest.ru/
де b - ширина смуги, м;
RГ 
0,366  80
19 2 Г
 lg
 6,8Ом.
19
0,5  0,04  0,7
Дійсний опір розтікання горизонтального заземлювача з урахуванням
коефіцієнту використання горизонтального смугастого електроду визначаємо
за формулою:
 R
RГ  Г ,Ом,
Г
(4.9)
де R Г - опір розтікання горизонтального заземлювача, Ом ;
Г
-
коефіцієнт
використання
горизонтального
заземлювача,
визначаємо за 4, табл.9.4;
6,8

RГ 
 10,1Ом.
0,67
Опір розтікання вертикальних заземлювачів уточнюємо з урахуванням
уточнюючого опору горизонтального заземлювача за формулою:
RВ . 
RГ  RЗ
, Ом,
RГ  RЗ
(4.10)
де RЗ  4Ом - опір заземлення за ПУЕ;
R Г
-
опір
розтікання
заземлювачів
з
урахуванням
горизонтального заземлювача;
підстанція електричний трансформатор потужність
опору
Размещено на http://www.allbest.ru/
RВ 
10,1  4
 6,6Ом.
10,1  4
Визначаємо уточнюючу кількість вертикальних заземлювачів за
формулою:
nВ 
RВ
,шт,
RВ  В
(4.11)
де RВ - опір розтікання вертикального заземлювача, Ом ;
 В - коефіцієнт використання вертикальних заземлювачів, що залежить
від кількості заземлювачів та відстані між ними; приймаємо за 2, табл.7.1;
 В  0,7;
RВ - уточнюючий опір розтікання заземлювачів з урахуванням опору
горизонтального заземлювача, Ом ;
nВ 
18,4
 4шт.
6,6  0,7
Остаточно приймаємо 4 вертикальних заземлювача.
4.2 Техніка безпеки при оглядах та ремонтах електроустаткування
підстанції
4.2.1 Оперативне обслуговування та виконання робіт
Особи, що зайняті на обслуговуванні дійсних електроустановок,
повинні бути психічно здоровими та не мати ушкоджень або хвороб, які
можуть перешкоджати фізичній праці. В залежності від робіт, що
Размещено на http://www.allbest.ru/
виконуються при обслуговуванні електроустановок, встановлено п’ять
кваліфікаційних груп по електробезпеці персоналу.
Знання правил технічної експлуатації електроустановок та правил
техніки безпеки при обслуговуванні електроустановок перевіряють щороку у
персоналу
електролабораторій
або
персоналу,
який
безпосередньо
обслуговує діючі електроустановки або виконує на них налагоджувальні,
електромонтажні та ремонтні роботи або профілактичні випробування, а
також у осіб, які організовують ці роботи або оформлюють наряди на них.
Оперативне обслуговування електроустановок може здійснюватися
місцевим оперативним або оперативно-ремонтним персоналом, за яким
закріплена дана установка, та виїзним, за яким закріплена група
електроустановок.
До оперативного обслуговування допускаються люди, які знають
оперативні схеми, посадові та експлуатаційні інструкції, особливості даного
електрообладнання та які пройшли навчання та перевірку знань відповідно
до дійсних Правил.
Оперативний
персонал
повинен
проводити
обходи
та
огляди
обладнання та виробничих приміщень на закріпленій дільниці.
Можуть виконувати одноосібно огляд електроустановок: співробітник
адміністративно-технічного персоналу з групою по електробезпеці V в
установках напругою вище 1000 В та з групою ΙV в установках напругою до
1000 В; електрик з оперативного персоналу, який обслуговує дану
електроустановку, з групою по електробезпеці не нижче ΙΙΙ.
Співробітникам оперативного персоналу, що обслуговує виробниче
обладнання, дозволяється відкривати одноосібно для огляду дверцята щитів,
пультів керування, пускових пристроїв та ін.
Забороняється при огляді електроустановок вище 1000 В одноосібно
проникати за огородження, входити до камери РУ, виконувати які-небудь
роботи.
Огляд камер закритих розподільних пристроїв з входом за огородження
Размещено на http://www.allbest.ru/
при необхідності дозволяється робити тільки співробітнику з групою по
електробезпеці не нижче ΙV при умові, що в проходах відстань від підлоги до
нижніх фланців ізоляторів апаратів, трансформаторів не менше 2 м, а до
неогороджених струмопровідних частин не менше 2,75 м при напрузі до 35
кВ та не менше 3,5 м при напрузі 110 кВ та не менше 4,2м при напрузі
150…220 кВ. Якщо ж ці відстані менше зазначених, тоді вхід за огородження
дозволяється тільки в присутності другої особи із кваліфікаційною групою не
нижче ІІІ. Присутність другої особи необхідно для спостереження за діями
людини, яка увійшла в камеру РУ, попередження його про небезпечне
наближення до струмопровідних частин, а також для надання йому при
необхідності першої медичної допомоги.
Робота у діючих установках проводиться за нарядом, розпорядженням,
у порядку текучої експлуатації.
За нарядом проводяться роботи, що виконуються:
- зі зняттям напруги;
- без зняття напруги на струмопровідних частинах та поблизу їх;
- без зняття напруги подалі від струмопровідних частин, що
знаходяться під напругою.
За розпорядженням можуть проводитися:
- роботи без зняття напруги подалі від струмопровідних частин, що
знаходяться під напругою, тривалістю не більше однієї зміни;
- позапланові роботи, що викликані виробничою необхідністю,
тривалістю до однієї години;
- роботи зі зняттям напруги з електроустановок напругою до 1000 В
тривалістю не більше однієї зміни.
Впродовж поточної експлуатації можуть проводитись:
- роботи без зняття напруги подалі від струмопровідних частин, що
знаходяться під напругою;
- роботи зі зняттям напруги в електроустановках напругою до 1000 В.
На місті виконання робіт зі зняттям напруги в електроустановках вище
Размещено на http://www.allbest.ru/
1000В повинні бути відключені:
- струмопровідні частини, на яких будуть виконуватись роботи;
- неогороджені струмопровідні частини, до яких можливе наближення
людей, що використовують ремонтну оснастку та інструмент на відстані
менше 0,6 м. Якщо вказані струмопровідні частини не можуть бути
відключені, то вони повинні бути огороджені. Відстань від тимчасових
огороджень до струмопровідних частин повинна бути не менш ніж 0,35 м.
При здійснені робіт без зняття напруги на струмопровідних частинах,
що знаходяться під напругою, та поблизу них повинні бути виконані
наступні засоби, які перешкоджатимуть наближенню осіб, які працюють, до
цих струмопровідних частин на відстань менше допустимої:
- безпечне розташування осіб, що працюють, по відношенню до
струмопровідних частин, що знаходяться під напругою;
- організація безперервного нагляду за працівниками;
- застосування основних та допоміжних ізольованих захисних засобів.
В електроустановках забороняється працювати у зігнутому положенні,
якщо при випрямленні працівника відстань до струмопровідних частин буде
менше
допустимої.
При
здійснені
робот
навколо
загороджених
струмопровідних частин забороняється розташовуватись так, щоб ці частини
знаходились позаду або з обох боків.
Усі роботи та оперативні перемикання в електроустановках повинні
здійснюватися з застосуванням засобів захисту та приладів, при цьому
необхідно:
- тримати частини засобів захисту, що ізолюють, за рукоятки до
обмежуючої пальця;
- розташовувати частини засобів захисту, що ізолюють, так, щоб не
виникла небезпека перекривання по поверхні ізоляції між струмопровідними
частинами двох фаз або замикання на землю;
- користуватися тільки сухими та чистими частинами засобів захисту,
що ізолюють, з непошкодженим лаковим покриттям.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Усі
працівники,
що
знаходяться
у
приміщеннях
з
діючим
електрообладнанням, електростанцій та підстанцій (за винятком щитів
керування, релейних або подібних приміщень) в ЗРУ, ОРУ, в колодязях,
тунелях та траншеях, а також при роботах на ВЛ повинні користуватися
захисними касками.
До початку ремонтних робіт виконуються технічні й організаційні
заходи, що забезпечують безпеку працюючих. Такими заходами є:
1) відключення електроустаткування, що ремонтується, та застосування
мір проти помилкового його включення або самовключення;
2) установка тимчасових огороджень не відключених струмопровідних
частин та вивішування попереджувальних плакатів "Не включати –
працюють люди" та інші;
3) приєднання переносного заземлення до заземлювальної шини та
перевірка відсутності напруги струмопровідних частин, які з метою безпеки
провадження робіт підлягають замиканню накоротко та заземленню;
4) накладення переносних заземлень на відключені струмопровідні
частини електроустановки відразу після перевірки відсутності напруги або
включення
заземлюючих
ножів,
наявних
на
кожному
приєднанні
електроустановки;
5) огородження робочого місця та вивішування на ньому плакату, що
дозволяє, " Працювати тут".
Ці технічні заходи виконують особи з дозволу особи, яка віддала
розпорядження на провадження робіт.
4.2.2 Технічні засоби попередження травматизму
У процесі експлуатації електроустановок нерідко виникають умови,
при яких навіть найдосконаліше зроблене конструктивне виконання
установки не забезпечує безпеку працівника, і тому потрібне застосування
спеціальних захисних засобів - переносних приладів і пристосувань, що
використовують для захисту персоналу від поразки електричним струмом,
Размещено на http://www.allbest.ru/
впливу електричної дуги, продуктів горіння та ін. Ці засоби не є
конструктивними частинами самої електроустановки; вони мало доповнюють
стаціонарні захисні пристрої, огородження, блокування, сигналізацію,
заземлення, занулення та інше.
Технічні міри захисту розділяються на групи. До них відносять:
1) застосування малих напруг. Номінальну напругу не вище 42 В
застосовують із метою зменшення небезпеки поразки електричним струмом;
2) розподіл електромережі на окремі електрично не зв'язані між собою
ділянки за допомогою розподільчого трансформатора;
3) контроль, профілактика ізоляції, виявлення її ушкоджень. Для цього
застосовують пристрої контролю ізоляції, які здійснюють захист людини від
поразки шляхом ведення безперервного виміру опору ізоляції з метою
підтримування його значення на рівні, при якому при дотику людини до
струмопровідних частин струм через тіло не перевищує безпечного значення.
4.3 Протипожежна безпека
Пожежі на виробництві несуть у собі велику небезпеку для робітників
та спричиняють великі збитки. Тому протипожежному захисту підприємств,
цехів та дільниць повинно приділятися належна увага.
Приміщення комплектних трансформаторних підстанцій, а також
трансформаторних підстанцій за пожежною безпекою мають категорію
виробництва В, відповідно ступінь вогнестійкості будівель П.
ЗРУ повинно забезпечувати пожежну безпеку. Будівельні конструкції
ЗРУ повинні відповідати вимогам СН та П, а також Правилам пожежної
охорони (ППО). Будівля РУ будується з вогнестійкого матеріалу. При
проектуванні ЗРУ передбачуються заходи щодо обмеження поширення
аварії, що виникла. Для цього обладнання окремих елементів РУ
встановлюється у приміщеннях-камерах, які обмежені зі всіх боків стінами,
мурами та ін. Якщо частина стін із сітки, то така камера називається
Размещено на http://www.allbest.ru/
відкритою. У такій камері встановлюються роз'єднувачі, безмасляні та
маломасляні вимикачі та бакові вимикачі з кількістю масла (більш ніж 60кг),
передбачають закриті камери з виходом назовні, що значно ускладнює
будівельну частину.
4.3.1 Основні причини пожеж і вибухів
В електроустановках причини пожеж і вибухів можуть бути
електричного та неелектричного характеру.
Причинами електричного характеру є:
1) іскріння в електричних апаратах і машинах, а також іскріння в
результаті електростатичних розрядів та ударів блискавок;
2)
струми
короткого
замикання
та
струмові
перевантаження
провідників, що викликають їхній перегрів до високих температур, що може
призвести до запалення їхніх ізоляцій;
3) незадовільні контакти в місцях з’єднання проводів, коли внаслідок
великого перехідного опору при протіканні електричного струму виділяється
значна кількість тепла та різко підвищується температура контактів;
4) електрична дуга, що виникає між контактами комутаційних апаратів,
часто як наслідок неправильних операцій з ними;
5) аварії з апаратами, що наповнені маслом (вимикачі, трансформатори
та ін.), коли відбувається викид в атмосферу та запалення продуктів
розкладання мінерального масла та суміші їх з повітрям;
6) перевантаження та несправність обмоток електричних машин і
трансформаторів при відсутності надійного захисту.
До причин пожеж і вибухів неелектричного характеру можна віднести:
1) необережне поводження з вогнем при здійсненні газозварювальних
робіт;
2) неправильний обіг з газозварювальною апаратурою, з паяльними
лампами та нагрівачами для плавлення кабельних смол і просочувальних
сполук;
Размещено на http://www.allbest.ru/
3) несправність котелень, виробничих печей і порушення режимів
їхньої роботи;
4) несправність виробничого устаткування (перегрів підшипників
тощо), порушення виробничого технологічного процесу, у результаті чого
можливе виділення горючих газів, пару, пилу у повітряне середовище;
5) паління в пожаронебезпечних і вибухонебезпечних приміщеннях та
установках;
6) самозаймання деяких матеріалів.
Для усунення причин пожеж і вибухів на виробництві проводяться
різні профілактичні заходи: технічні, експлуатаційні, організаційні та
режимні.
Найбільш важливими в попередженні виникнення пожеж є заходи, що
спрямовані на контроль за дотриманням правил протипожежної безпеки.
4.3.2 Основні протипожежні заходи
Згідно
ПУЕ
під
трансформаторами
відкритих
підстанцій
або
реакторами,що заповнені маслом, з кількістю масла більше 100 кг в одиниці
та бакових масляних вимикачах на напругу 110 кВ і вище повинен бути
покладений чистий гравій або гранітний щебінь. Гравійне підсипання
повинно виконуватися над поверхнею планування не менш ніж на 0,25 м.
Цей шар повинен виступати за межі устаткування не менш, ніж на 0,6 м при
кількості масла від 1000 до 2000 кг та 1 м при кількості масла більше 2000 кг.
Гравійне підсипання повинне бути обмежене бортовими огородженнями щоб
уникнути розтікання масла у випадку витікання його з баку. У закритих
підстанціях у камерах трансформаторів з масляним охолодженням з метою
обмежень пожежі у випадку загоряння масла під трансформатором
обладнується спеціальною маслоприймальною ямою, що покрита решіткою,
поверх якої посипають гравій. При загорянні масла в трансформаторі масло з
баку через нижній спускний кран зливають крізь гравій у яму.
Виходи з розподільних пристроїв повинні виконуватися у відповідності
Размещено на http://www.allbest.ru/
з наступними правилами:
- при довжині розподільного пристрою до 7 м допускається один вихід;
- при довжині розподільного пристрою більше 7 м і до 60 м повинні
бути передбачені додаткові два виходи по його кінцях;
- при довжині розподільного пристрою більше 60 м крім виходів по
його кінцях, повинні бути передбачені додаткові виходи з таким
розрахунком, щоб від будь-якої точки коридору обслуговування до виходу
було не менше 30 м. Ця міра необхідна для швидкої евакуації людей на
випадок пожежі або іншої великої аварії, що загрожує здоров'ю та життю
обслуговуючого персоналу.
Дверцята камер, що містять устаткування, що наповнене маслом,
необхідно виконати важкогорючими з межею вогнестійкості не менше 0,75 ч.
Бакові масляні вимикачі з кількістю масла більше 60 кг повинні
встановлюватися в окремих вибухових камерах з виходом назовні або у
вибуховий коридор.
У всіх приміщеннях, у яких встановлені апарати, що наповнені маслом,
(вимикачі, трансформатори) необхідно мати засоби пожежогасіння (ящики із
сухим піском, сухі вогнегасники та інше).
Кабелі, що прокладені відкрито, не повинні мати зовнішньої оплетки,
що охороняє броню від корозій. Замість знятої оплетки броня офарблюється
вогнестійкою фарбою.
Кабельні спорудження та конструкції, на яких закріплюються кабелі,
повинні виконуватися з матеріалів, що не горять.
Місця проведення зварювальних робіт визначаються письмовим
дозволом відповідальної особи за пожежну безпеку об'єкта. Ці місця повинні
бути забезпечені засобами пожежогасіння.
На підстанції повинне бути відведене місце для зберігання основних
елементів протипожежного устаткування: вогнегасника, ящика із сухим
піском, листовий азбест і лопати.
При експлуатації вогнегасників необхідно систематично стежити за
Размещено на http://www.allbest.ru/
їхньою справністю: перевіряти один раз у три місяці ваговий заряд
вуглекислоти, що знаходиться у вогнегасниках, оберігати їх від нагрівання
сонцем або іншими джерелами теплоти, а також від ударів. Доступ до засобів
гасіння пожежі повинен бути вільний.
Для гасіння пожежі необхідно знеструмити установку. Якщо всю
установку вимкнути неможливо – перерубати дроти з дотриманням засобів
застереження.
Для
гасіння
пожежі
застосовувати
неелектропровідні
вогнегасники, сухий пісок та інші непровідні струм та негорючі речовини.
Після гасіння пожежі, перед пуском установки в хід необхідно її
ретельно перевірити, просушити та впевнитися в справному стані.
Найбільш поширеним засобом для гасіння пожежі є вода, яка подається
до осередок горіння у вигляді компактної струмені або у розпорошеному
вигляді.
Ефективність гасіння водою пояснюється її великою теплоємкістю та
теплотою пароутворення, що особливо важливо при гасінні мазуту та
трансформаторного масла. Найліпший ефект дає гасіння розпорошеною
водою. Добрий результат при гасінні пожежі дає хімічна піна.
Також для гасіння пожежі використовується вуглекислота, вона може
бути використана для гасіння пожежі у закритих приміщеннях.
Засобами оповіщення служби пожежної охорони про виникнення
пожежі служить електрична пожежна сигналізація. Система електричної
пожежної сигналізації складається з датчиків-оповіщувачів, що встановлені у
приміщеннях, що захищають, приймальній станції, що розташована в
приміщенні пожежної команди, джерел живлення та електричної мережі, що
зв'язує оповіщувача з приймальною станцією.
Первинний протипожежний інструктаж проходять всі знов прийняті на
роботу працівники електрогосподарства. Вторинний інструктаж проводиться
на робочих місцях працівником, відповідальним за пожежну безпеку цеху,
виробничої ділянки.
Під
час первинного інструктажу працівників електроустановки
Размещено на http://www.allbest.ru/
знайомлять із діючими на підприємстві протипожежними правилами, з
можливими причинами пожежі та практичних дій, у випадку його
виникнення.
При вторинному інструктажі даються відомості про виробничі
установки
з підвищеною пожежною небезпекою, мірах
запобігання
загоряння, вказуються місця для паління, розташування засобів первинного
пожежогасіння, пояснюються правила поведінки у випадку виникнення
пожежі.
4.3.3 Охорона навколишнього середовища
Основним завданням охорони навколишнього середовища є контроль
за дотриманням норм і правил експлуатації електроустаткування підстанцій,
оскільки все устаткування силової частини підстанції перебуває на
відкритому повітрі й не має перешкод від негативної дії шкідливих факторів
на навколишнє середовище.
Одним з найважливіших заходів щодо охорони навколишнього
середовища є дотримання правил пожежної безпеки. На підстанції
необхідний регулярний догляд за засобами пожежогасіння та їхня своєчасна
перевірка та заміна у випадку виявлення порушення цілісності захисних
корпусів. Це необхідно, щоб уникнути виділення шкідливих хімічних
речовин, що перебувають у складі вогнегасників.
Не
менш
важливим
електроустаткування,
що
є
догляд
містить
і
спостереження
пально-мастильні
за
станом
матеріали
(трансформатори, вимикачі та інше). Необхідно регулярно стежити за рівнем
масла та вчасно усувати течі у випадку їхньої появи, тому що мінеральне
масло шкідливо впливає на навколишнє середовище.
Для охорони навколишнього середовища також необхідно регулярно
проводити роботу з прибирання територій підстанцій і стежити за станом
ґрунту.
У результаті роботи, понижуюча підстанція одержує електромагнітні
Размещено на http://www.allbest.ru/
хвилі, які утворять електромагнітні поля. Електромагнітне поле є негативним
чинником, що діє на навколишнє середовище.
Для зменшення дії електромагнітного поля на персонал, що перебуває в
зоні дії електромагнітної хвилі, потрібно виконати ряд захисних заходів. Ще
на стадії проектування повинне бути забезпечене таке взаємне розташування
вивчаючих
об'єктів,
що
зводило
б
до
мінімуму
інтенсивність
випромінювання. Оскільки повністю уникнути опромінення неможливо,
потрібно зменшити можливість проникнення людей у цю зону високої
інтенсивності електромагнітного поля, скоротити час знаходження під
випромінюванням. Потужність джерел випромінювання повинна бути
мінімально затребуваною.
Винятково важливе значення має інженерно-технічні методи й засоби
захисту: колективний, локальний та індивідуальний.
Колективний захист ґрунтується на розрахунку поширення радіохвиль
в умовах конкретного рельєфу місцевості. Економічно вигідно використати
природні екрани, складки місцевості, лісопосадки, нежилі спорудження.
Локальний захист дуже ефективний та використовується частіше. Він
заснований на використанні радіозахисних матеріалів, які забезпечують
високе поглинання енергії випромінювання в матеріалі та відбиття від його
поверхні.
Для екранування шляхом відбиття використовують добре проведені
металеві листки та сітки.
До інженерно-технічних способів захисту також відносяться:
- конструктивна можливість працювати на зниженій потужності в
процесі налагодження, регулювання та профілактики;
- дистанційне керування.
Матеріали, що радіопоглинають, можуть використовуватись для
захисту навколишнього середовища від електромагнітного поля, що
генерується джерелом, що перебуває в екранованому об'єкті.
Размещено на http://www.allbest.ru/
5. ПІДСУМКОВА ЧАСТИНА
Техніко-економічні показники проекту зведемо до таблиці 5.1
Таблиця 5.1 – Техніко-економічні показники проекту
Найменування показників
Од. вим.
Сума
грн.
2008351,8
техобслуговування
н/ч
1120,1
ремонт
н/ч
1670,2
Чисельність обслуговуючого
техобслуговування
чол.
0,5
персоналу
ремонт
чол.
0,74
1,24
техобслуговування
грн.
3451,17
5444,76
ремонт
грн.
1993,59
Річні експлуатаційні витрати
грн.
3644652,71
Витрати на ремонт та техобслуговування обладнання
грн.
263332,33
ФОП обслуговуючого персоналу
грн.
38410,1
Відрахування на соц. страхування та інші відрахування
грн.
15114,37
грн.
86508,55
Накладні витрати
грн.
138413,68
Електроенергія
грн.
3242906,7
Амортизаційні відрахування
грн.
160668,14
Сума
на
придбання,
доставку
та
монтаж
Разом
електроустаткування
Трудомісткість
обладнання
Середня
місячна
ЗП
працівника
від ЗП
Матеріали та запчастини для техобслуговування та
ремонту електроустаткування
2790,3
Размещено на http://www.allbest.ru/
ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ
1. Монтік П.М. Електротехніка та електромеханіка: Навч. посібник.Львів:"Новий світ-2000", 2007.
2. Шестеренко В.Є. Системи електроспоживання та електропостачання
промислових підприємств. Підручник.-Вінниця:Нова Книга, 2004.
3. Толубко В.Б. та ін. Електропостачання і електрообладнання військових
об´єктів: Підручник: В 2 ч.- Харків: ХВУ, 1998.
4.
Липкин
Б.Ю.
Электроснабжение
промышленных
предприятий
и
установок.-Москва: Высшая школа, 1990г.
5. Рожкова Л.Д. , Козулин В.С. «Электрооборудование станций и
подстанций» - Москва: Энергия, 1980г.
6. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий под
общей
редакцией
Федорова
А.А.,
Сербиновского
Г.В.,
Т1
и
Т2
,Москва:Энергия, 1973г.
7.
Липкин
Б.Ю.
Электроснабжение
промышленных
предприятий
и
установок.-Москва: Высшая школа, 1981г.
8.
Справочник
по
электроснабжению
промышленных
предприятий.
Проектирование и расчет /Овчаренко Л.С. и др./- Киев: Техника, 1985.
9. Рудницький В.Г. Внутрішньозаводське електропостачання. Курсове
проектування: Навчальний посібник. – Суми: ВТД «Університетська книга»,
2006.
Размещено на Allbest.ru