Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Петрозаводский государственный университет»

(ПетрГУ)

Карельский региональный институт управления, экономики и права

РЕКОНСТРУКЦИЯ ПС-72 «СУЛАЖГОРА»

Дипломная работа

Выполнил студент группы «ЭП-37» по специальности 140106.65 «Энергообеспечение предприятий» Поташов Александр Андреевич Научный руководитель: Титаренко Юрий Григорьевич кандидат технических наук, доцент

Петрозаводск 2013

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Петрозаводский государственный университет»

(ПетрГУ)

Карельский региональный институт управления, экономики и права

Специальность (направление подготовки):

энергообеспечение предприятий

ДОПУЩЕН К ЗАЩИТЕ

2013 г

ТЕМА: РЕКОНСТРУКЦИЯ ПС-72 «СУЛАЖГОРА»

Пояснительная записка

к дипломному проекту

Исполнитель Поташов А.А.

Руководитель проекта Титаренко Ю.Г.

Консультанты:

По экономическим вопросам Коновалов А.П.

По вопросам охраны труда Кувшинов А.В.

ПЕТРОЗАВОДСК 2013

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Петрозаводский государственный университет»

(ПетрГУ)

Карельский региональный институт управления, экономики и права

Специальность (направление подготовки):

энергообеспечение предприятий

УТВЕРЖДАЮ

2013 г

ЗАДАНИЕ

на разработку дипломного проекта

С туденту специальности 140106.65 группы «ЭП-37»

Т ема проекта Реконструкция ПС-72 «Сулажгора»

Утверждена приказом директора института

№ от

С рок сдачи студентом законченного проекта

М есто преддипломной практики ОАО « Прионежская Сетевая Компания»

Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов)

Перечень графического материала

Консультанты:

П о экономическим вопросам Коновалов А.П.

П о охране труда Кувшинов А.В.

П о конструкторскому разделу

П о охране окружающей среды

П о вопросам ГО

З адание выдано « » 2013 г.

Р уководитель проекта Титаренко Ю.Г.

П ринял к исполнению « » 2013 г.

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Петрозаводский государственный университет»

(ПетрГУ)

Карельский региональный институт управления, экономики и права

Специальность (направление подготовки):

энергообеспечение предприятий

УТВЕРЖДАЮ

2013 г

КАЛЕНДАРНЫЙ ПЛАН

разработки и оформления дипломного проекта на тему

РЕКОНСТТРУКЦИЯ ПС-72 «СУЛАЖГОРА»

Наименование этапов работы, разделов пояснительной записки (объем в стр.), чертежей (формат)	Срок выполнения	Отметка о выполнении
		Подпись руководителя, консультанта	Дата
1	2	3	4
1.Уточнение темы проекта и задания на проектирование	15.03.2013
2. Составление полного содержания пояснительной записки с краткой аннотацией разделов и указанием объема и перечня чертежей, согласование с руководителем.	16.03.2013-11.06.2013
3.Работа над проектом, консультации
Выбор нового оборудования	01.05.2013-05.05.2013
Расчет токов КЗ для нового оборудования	06.05.2013-13.05.2013
выбор схемы собственных нужд	14.05.2013
Расчет заземляющего устройства и молниезащиты подстанции	15.05.2013-21.05.2013
Выбор релейной защиты и автоматики	22.05.2013-27.05.2013
Расчет основных показателей подстанции	28.05.2013-31.05.2013
Экономические расчеты	01.06.2013-06.06.2013
Охрана труда	07.06.2013-10.06.2013
Заключительная часть	11.06.2913
Обсуждение с руководителем проекта	12.06.2013
Внесение корректировок по замечаниям руководителя, консультантов, окончательное оформление проекта	13.06.2013-17.06.2013
Подписание проекта консультантами, руководителем проекта, нормоконтролером и зав. кафедрой	18.06.2013-24.06.2013

СОСТАВИЛ: СОГЛАСОВАНО:

С тудент спец.140106.65 Руководитель проекта

Г руппы ЭП-37

А.А. Поташов Ю.Г. Титаренко

подпись инициалы подпись инициалы

фамилия фамилия

РЕФЕРАТ

Характеристика ПС-72 «Сулажгора»

В электрическую схему ОРУ-110 подстанции входят:

• разъединители (РНДЗ-1б-110/1000)

• отделители (ОДТ-110М/630)

• короткозамыкатели (КЗТ-110У1)

• секционный масляный выключатель (МКП-110Б)

• трансформаторы напряжения НКФ-110-57, 1984г.

• Трансформаторы тока ТШЛ-0,5

• Трансформаторы тока ТВ-110-20 (встроенный в ввод ВС-110)

• Трансформаторы тока ТВТ-110 ( встроенный в ввод Т-1, Т-2, 110 кВ)

• Трансформаторы тока ТВТ-35 (встроенный в нейтрали Т-1,Т-2)

• Трансформаторы тока ТМЛ-10-2У3 (встраиваемый в КРУ)

• Трансформаторы тока ТК-20 , в цепи ТСН-1, ТСН-2

• два силовых трансформатора (ТДН-16000/110), питающие две секции шин

• разрядники вентильные типа РВП-10, предназначенные для защиты изоляции подстанции и электрических машин

• трансформаторы напряжения НТМИ-10-66УЗ, 1984г.

• КРУ – 10 Кв

В настоящее время в микрорайоне Сулажгора происходит интенсивное строительство как жилых зданий, так и небольших производственных предприятий. Оборудование данной подстанции морально устарело и требует замены на более совершенное и более надежное.

Поэтому в данной работе рассматривается повышение надежности работы оборудования подстанции и предлагаются следующие мероприятия:

• замена отделителей и короткозамыкателей на элегазовые выключатели типа ВГТ-110-40/2500 в ОРУ-110

• замена секционного масляного выключателя (МКП-110Б) на элегазовый выключатель типа ВГТ-110-40/2500 в ОРУ-110

• замена выключателей с пружинным приводом выкатного типа ВК-10 на вакуумные выключатели (BBTEL-10) в КРУН-10.

Преимуществами элегазовых и вакуумных выключателей являются: высокая электрическая прочность вакуума, что обеспечивает быстрое восстановление электрической прочности между контактами при разрыве дуги; быстродействие и большой срок службы при большом числе отключений; малые габариты и удобство обслуживания, уменьшение затрат на обслуживание;они экологически более безопасны чем масляные выключатели, масляные выключатели взрывоопасны. При работе короткозамыкателя создаются искусственные КЗ, которые негативно влияют на оборудование подстанции, установка элегазового выключателя исключает это.

Я считаю что после выполнения данных работ надежность оборудования подстанции возрастет, а следовательно улучшиться снабжение потребителей электроэнергией.

Содержание дипломна
1 Введение	10
2 Общий раздел	12
2.1 Описание и назначение объекта	12
2.2 Выбор типа и конструкции распределительного устройства	12
3 Выбор оборудования	14
3.1 Выбор трансформаторов	14
3.2 Расчет токов короткого замыкания	15
3.3 Расчет и описание электрических аппаратов и токоведущих частей	19
3.4 Выбор схемы собственных нужд	25
3.5 Описание отходящих от КРУ кабелей	28
3.6 Расчет заземляющего устройства	29
3.7 Расчет молниезащиты подстанции	34
3.8 Выбор релейной защиты и автоматики	38
4 Расчет основных показателей подстанции	42
4.1 Производственная мощность подстанции	42
4.2 Расчет времени работы трансформатора	43
4.3 Расчет предполагаемой передачи электроэнергии	44
4.4 Расчет коэффициента экстенсивного использования мощностей	45
4.5 Расчет коэффициента интенсивного использования мощностей	45
5 Расчет экономических показателей	47
5.1 Расчет издержек на производство электроэнергии за год	48
5.2 Расчет чистого годового сбережения	50
5.3 Расчет срока окупаемости	51
5.4 Расчет коэффициента чистой существующей прибыли	51
6. Охрана труда	53
6.1 Технические мероприятия	53
6.2 Организационные мероприятия	55
6.3 Безопасность жизнедеятельности	56
6.4 Организация ремонта действующего оборудования	57
7. Заключение	59
8. Список используемых источников	60
9. Электрические схемы подстанции ПС-72	61

1. ВВЕДЕНИЕ

Впервые электрическое освещение петрозаводчане увидели в ходе празднования Петрова дня в 1897 году. Петрозаводский купец М.И. Пикин удивил всех жителей города машиной, которую он приобрел  для освещения своего лесопильного завода и мельницы.

План ГОЭЛРО стал следующей вехой в появлении и развитии энергетики Карелии. 22 декабря 1920 года на VIII Всероссийском съезде Советов Г.М. Кржижановский подробно изложил съезду план электрификации. В плане косвенно упоминалась Кондопожская гидроэлектростанция на реке Суна. Ее строительство было начато еще до 1917 года и возобновлено в 1921 году. Уже в 1931 году план ГОЭЛРО был фактически выполнен.

Единого органа по управлению энергетикой в Республике не было и только 16 июня 1931 года  издан приказ № 243 об утверждении временного положения Районного Управления государственных электростанций и сетей АКССР «Карелэнерго», подписанный Председателем правления Г.М. Кржижановским.

16 июня 1931 года стала датой рождения энергосистемы Карелии.

В 1955 году было создано Карело-Финское районное энергетическое управление, которое в 1956 году переименовано в «Карелэнерго». Первым управляющим «Карелэнерго» стал В.Н.Ефимов.

В последние годы, в результате реформирования энергетики России образовались филиал «Карельский» ОАО «ТГК-1», филиал ОАО «МРСК Северо-Запада», сохранивший название «Карелэнерго», Карельская энергосбытовая компания и филиал ФСК ЕЭС – КПМЭС.

Между первым событием и сегодняшним днем прошло много времени, но задачи возникающие в ходе обеспечения электроэнергией потребителей остались те же, только объемы выросли в тысячи раз.

Какая судьба ждет карельскую энергосистему и грозит ли нам энергетический кризис —этот вопрос обсуждали в Законодательном собрании республики Карелия. Энергетический комплекс Карелии — дефицитный: потребление в два раза выше, чем производство, а потому экономии тепла и света, а также вопросам энергосбережения сегодня нужно уделять больше внимания.

Об энергетическом кризисе говорить пока не время, но проблемы есть. Из-за них энергетика и тормозит развитие экономики. При этом в республике наблюдается устойчивый рост энергопотребления. Председатель Региональной энергетической комиссии сообщил: «Есть отдельные узлы, которые уже не позволяют развитию предприятий, есть ограничения по мощности».

Проблема может решаться двумя способами. Во-первых, это увеличение пропускной способности линий электропередач. Во-вторых, строительство новых сетей и генерирующих источников. Все это влечет за собой и необходимость улучшения безотказной работы подстанционного оборудования, так как подстанции являются распределителями электроэнергии. И без их четкой и безаварийной работы невозможно решить задачу доставки электроэнергии до конечного потребителя.

Для большинства подстанций построенных в 20 веке наиболее типичными основными проблемами, влияющими на качество и надежность электроснабжения, на сегодняшний день являются:

• высокий процент износа первичного электрооборудования;

• большой износ кабельного хозяйства;

• высокая повреждаемость оборудования при коротких замыканиях вследствие несовершенства релейной защиты и износа основного электрооборудования;

• высокая эксплуатационная трудоемкость систем релейной защиты и автоматики из-за специфических требований используемых электромеханических защит;

• аварийное отключение цехов и производств из-за дефицита мощности при авариях на шинах или вводах;

• Не достаточно информации об аварийных процессах и объективных показателях износа электрооборудования, что приводит к неправильным или неполным выводам о причинах повреждений и методах их устранения;

ПС-72 «Сулажгора» не является исключением. В связи с ростом энергопотребления в данном микрорайоне требуется улучшать надежность работы подстанции в целом, а это не возможно без реконструкции ее устаревшего оборудования.

2. Общий раздел

2.1 Описание и назначение объекта

Подстанция ПС-72 110/10 кВ «Сулажгора» расположена в черте города, недалеко от Петрозаводской ТЭЦ, и предназначена для электроснабжения ряда промышленных предприятий, а также предусматривает электроснабжение коммунально-бытовой сферы. Присоединение подстанции осуществляется путем подключения к двум действующим воздушным линиям (Л-118 и Л-119) 110 кВ.

В электрическую схему подстанции входят:

- два силовых трансформатора ТДН-16000/110, , питающие две секции шин

- секционный выключатель типа МКП-110-Б

- отделители типа ОДЗ1-110М/630

- короткозамыкатели типа КЗ-110У1

- разъединители типа РНДЗ- 110/1000

-трансформаторы напряжения типа НКФ-110 - 57

- конденсаторы связи

- разрядники вентильные типа РВС-110М, предназначенные для защиты изоляции подстанции и электрических машин.

- распределительное устройство 10 кВ

- два трансформатора собственных нужд типа ТМ-63/ 10

2.2 Выбор типа и конструкции распределительного устройства.

Так как через шины подстанции осуществляется транзит мощности, то применяется схема «мостика с выключателем в перемычке» (перемычка выполнена в сторону линии). Это является упрощенной схемой, поэтому в конструкции ОРУ предусматривается возможность перехода к схеме с одной или двумя рабочими и обходной системой шин при расширении.

На П/С – 72 применено открытое распределительное устройство (расположенное на открытом воздухе). Открытые РУ должны обеспечивать надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при максимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочныхузлов заводского изготовления.

Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ должно выбираться в соответствии с требованиями ПУЭ.

Применение жесткой ошиновки позволяет отказаться от порталов и уменьшить площадь ОРУ. Открытое ОРУ должно быть ограждено.

Открытые РУ имеют следующие преимущества перед закрытыми:

-меньше объем строительных работ ( уменьшается стоимость работ)

- легче выполняются расширение и реконструкция

- все аппараты доступны для наблюдения

В то же время открытые РУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и в ненастье, занимают значительно большую площадь, чем ЗРУ, а аппараты на ОРУ подвержены запылению, загрязнению и колебаниям температуры.

3 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ

3.1 Выбор трансформаторов

Выбор трансформаторов осуществляется по годовому графику действующих нагрузок. Максимум потребления энергии приходится на декабрь, как видно на рисунке 2.1

.

Янв. Февр. Март Апр. Май. Июнь. Июль. Авг. сент. окт. нояб. дек.

Рисунок 2.1 - Годовой график потребления электроэнергии Нагрузка за декабрь месяц составляет 366336 КВа/сут

Определяем необходимую мощность трансформатора, исходя из

графика нагрузки за декабрь месяц, по формуле:

(2.1)

где S_т - мощность трансформатора (КВА), Р_сут- потребляемая нагрузка за сутки (час)

По формуле (2.1) расчитаем:

Исходя из этого, на подстанции устанавливаем два силовых трансформатора технические данные, которых приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1- Технические данные трансформаторов

Тип	Номинальная мощность (кВА)	Напряжение (кВ)		Потери (кВт)		U к (%)	I х.х. (%)
		ВН	НН	Р х.х.	Р к.з.
ТДН-16000/110	16000	115	1,1	21	86	10,5	0,85

3.2 Расчет токов короткого замыкания

3.2.1 Порядок выполнения расчета

В электрических установках могут возникать различные виды коротких замыканий, которые сопровождаются резким увеличением тока. Поэтому все оборудование установленное на подстанции, должно быть устойчивым к токам короткого замыкания и выбираться с учетом величин этих токов.

В данном проекте рассматривается расчет токов трехфазного КЗ в относительных единицах в следующем порядке:

• Составляется расчетная схема проектируемой подстанции

• По расчетной схеме составляется электрическая схема замещения с нанесением расчетных точек коротких замыканий

Данные для расчета:

Система:

S_г=1000 мВА

I_кз=12кА

ЭДC=1,18кВ

В качестве средних напряжений при расчете токов КЗ используются следующие величины:

U_ср=115;10,5кВ

L=1,5км

Схема замещения показана на рисунке 2.2

115 кв

11 кв

Рисунок 2.2-Схема замещения

3.2.2 Определение сопротивления всех элементов схемы замещения

Определяем сопротивление системы по формуле:

(2.2)

где X_c-сопротивление системы

S_б-мощность базы (МВА)

S_кз-мощность КЗ (МВА)

Подставляя значения в формулу (2.2), получаем:

Сопротивление линии определяется по формуле :

(2.3)

где X_o-удельное сопротивление линии (ом/км)

L-длина линии (км)

Подставляя значения в формулу (2.3), получаем

Сопротивление трансформатора определяется по формуле :

(2.4)

Подставляя значения в формулу (2.4), получаем:

Для двух трансформаторов с одинаковой мощностью:

(2.5)

Подставляя значения в формулу (2.5), получаем:

Результирующее сопротивление определяется по формуле:

(2.6)

Подставляя значения в формулу (2.6), получаем:

3.2.3 Определение токов короткого замыкания

Определяю ток короткого замыкания в точке К-1 по формуле:

(2.7)

Где I_б-ток базы

(2.8)

Подставляя значения в формулу (2.8), получаем:

Подставляя значения в формулу (2.7), получаем:

Определяю ток короткого замыкания в точке К-2 :

Подставляя значения в формулу (2.8), получаем:

Результаты, полученные при расчете токов короткого замыкания в двух точках, заносятся в таблицу 2.2

Таблица 2.2 - Результаты расчета коротких замыканий

	Uн, кВ	Х	I". кА
К-1	115	0,4	12,9
К-2	11	25,48	4,5

3.3 Расчет и описание электрических аппаратов и токоведущих частей

На рассвете развития промышленности подстанции создавались следующим образом.

В начале проектировалась электрическая часть подстанции в соответствии с номинальными величинами напряжения, тока и мощности и выбиралось необходимое электрическое оборудование. После этого проектировалась строительная часть. Установка оборудования и монтаж производилась на месте. Все эти три основные стадии требовали большого и квалифицированного труда и затрат по времени. Особо трудоемкими являются: монтаж и наладка оборудования; подготовка к включению.

Бурное развитие энергетического комплекса в 70-80х годах, широкая электрификация и автоматизация производственных процессов требовали новых методов строительства подстанций, каковыми и являются комплектные трансформаторные подстанции блочного типа КТПБ(М)

КТПБ(М)- это совокупность электрического оборудования, аппаратов, установленных изделий и т.п., выполняющих все функции необходимых для подстанции, изготовляющиеся крупногабаритными узлами и доставляются на место монтажа. Для ограничения количества необходимых исполнений проектные институты проводят типизацию схем первичной и вторичной коммутации.

В распределительных устройствах подстанций содержится большое число электрических аппаратов и соединяющих их проводников.

При выборе токоведущих частей необходимо обеспечить выполнение ряда требований, вытекающих из условий работы.

Аппараты и проводники должны:

• Длительно проводить рабочие токи без чрезмерного превышения температуры

• Противостоять кратковременному действию токов короткого замыкания

• Удовлетворять требованиям экономичности электроустановки

3.3.1 Расчет и выбор ошиновки на распределительных устройствах

Токопроводы в данной работе будут проверяться по следующим значениям:

1. По длительно допустимому току из условия нагрева.

(2.9)

Где I_раб- рабочий ток электроустановки(А)

I_дл.доп -длительно допустимый ток (А),(определяется по справочнику)

Рабочий ток рассчитывается по формуле:

(2.10)

5

2. По термическому действию тока короткого замыкания

Условием термической стойкости является:

(2.11)

где q_выбр - выбранное сечение шины (мм²)

q_min - минимально-допустимое сечение шины по термической устойчивости, которое рассчитывается по формуле :

(2.12)

где С - коэффициент, для алюминиевых шин равен 88

В_к - тепловой импульс (кА²-с), который находится по формуле:

(2.13)

где t_откл - время отключения (сек)

Та - время затухания апериодической составляющей тока короткого

замыкания, определяется по таблице (сек)

Для сборных шин понизительной подстанции до 20 МВА Т_а=0,045сек

тогда принимаю Т_а=0,045 сек.

Время отключения определяется по формуле:

(2.14)

где t_рз - время срабатывания релейной защиты (t_рз = 0,1 сек) t_в - время отключения выключателя (t_в = 0,2 сек.)

Подставляя значения в формулу (2.14), получаем:

По выше изложений методике определяем ошиновку на стороне 110 кВ

По формуле (2.10) находим рабочий ток:

Из справочника по току нагрузки определяю марку провода. Провод марки АС-16 с I_дл.доп=105 А подходит, но исходя из условия идентичности и возможного расширения подстанции (подстанция присоединена к лиии проводом АС-120) ошиновку на стороне 110 кВ выполняю гибким проводом марки АС-120 с I_дл.доп=380 А т.е. соблюдается условие (2.9) 80,42A < 380A

Выбор ошиновки на стороне 10 кВ

По формуле (2.10) находим рабочий ток на стороне 10 кВ:

По значению тока выбираем из справочника алюминиевую шину (три полосы) с сечением 360 мм2 (6*60) с допустимым током нагрузки 1350 А, что удовлетворяет условию формулы (2.9) (840,77<1350 А)

Проверяем шину на термическую стойкость

По формуле (2.13) нахожу тепловой импульс:

Определяем минимальное сечение шины по формуле (2.12)

Что удовлетворяет условию формулы (2.11)

)

т.е. выбранная шина будет термически устойчива при прохождении через нее тока короткого замыкания.

3.3.2 Выбор электрических аппаратов

Выбор разъединителей.

Разъединитель - это коммутационный аппарат, предназначенный для создания видимого разрыва цепи. К разъединителям высокого напряжения при выборе предъявляются следующие условия :

• по номинальному напряжению

• по номинальному току

|Полученные результаты заносятся в таблицу 2.3

Выбираем разъединитель РНД(З)-110/1000.

Таблица 2.3 - Результаты расчетов выбора разъединителей 110 кВ

Условие выбора	Расчет	Каталог
Uуст≤ Uн	Uуст=110кВ	Uн=110кВ
Iраб≤Iн	Iраб=80,42А	Iн=1000А

Расчет трансформатора напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:

• по номинальному напряжению

• по вторичной нагрузке

где S_н- номинальная мощность, (ВА)трансформатора напряжения, которая находится по формуле:

(2.15)

где -нагрузка всех измерительных приборов и реле,

На сборных шинах КРУ установлены следующие приборы:

• Вольтметр для измерения межфазного напряжения

• Регистрирующий вольтметр

• Регистрирующий частотомер

Задается тип прибора, класс точности и по каталогу определяется потребляемая мощность

• Э-335 (класс точности 1,0) S=2 ВА

• Н-334 (класс точности 1,5) S=10 ВА

• Н-334 (класс точности 1,5) S=10 ВА

Суммарная мощность, потребляемая приборами, определяется по формуле

(2.15):

Исходя из полученного результата, выбирается трансформатор напряжения для приборов НТМИ-10-66-УЗ; S_М=150ВА; U_и=10кВ

Выбор выключателей

Выключатель - это аппарат, предназначенный для отключения и выключения цепей высокого напряжения в нормальных и аварийных режимах. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания.

Выключатели высокого напряжения выбираются по следующим условиям:

• по номинальному напряжению

по номинальному току

• по отключающей способности

• по электродинамической стойкости

,

где I_дин и i_дин - действительное и амплитудное значения (соответственно) сквозного предельного тока короткого замыкания

• по тепловому импульсу

Полученные результаты, заносятся в таблицу (2.4) и из каталога выбираются выключатели ВГТ-110/2500 и ВВ/ТЕL-10

Таблица 2.4 - Результаты расчетов выбора выключателей

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные	Расчетные данные	Каталожные данные
	10 кВ	10 кВ	110 кВ	110 кВ
	840,77 А	1000 А	80,42 А	2500 А
	2,43 кА	10 кА	12,9 кА	40 кА
	402,17 кА2-с	800 ка2с	42,85 кА2*с	400 кА2*с

Дальнейшее оборудование выбираем также по значениям номинального тока, напряжения и току короткого замыкания:

• Для ограничения перенапряжений устанавливаем перед силовым трансформатором разрядник марки: РВМГ-110-40/70

• Для защиты нейтрали силового трансформатора устанавливаем комплект вентильных разрядников марки: РВ-35 и РВС-15

• Для заземления нейтрали выбираем однополюсный заземлитель ЗОН- 110М-У1

• Для ограничения перенапряжений устанавливаем перед трансформатором напряжения вентильный разрядник марки РВО-10

3.4 Выбор схемы собственных нужд

Электроустановка собственных нужд представляет собой ответственную подсистему подстанции, т.к. отказы этой подсистемы могут привести к аварии на подстанции, что в свою очередь может повлечь за собой отключение ответственных потребителей с нанесением предприятию большого хозяйственного ущерба. Электроустановки собственных нужд так же являются потребителями части трансформируемой подстанцией электроэнергии. Также на подстанции есть потребители 1-ой категории, а это приемники отключение которых может повлечь за собой нарушение нормального режима эксплуатации, к частичному или полному отключению или к авариям с повреждением основного оборудования. Согласно ПУЭ для питания этой категории необходимо два источника с автоматическим включением резерва (АВР), которая установлена на стороне 10 кВ. Таким образом устанавливаем два трансформатора собственных нужд, мощность которых определяем в соответствии с нагрузкой таблицы (2.5) и учетом допустимой перегрузки (коэффициента спроса К=1,4).При выполнении работ и отказе одного из трансформаторов. Присоединение трансформатора собственных нужд осуществляется через предохранителе к вводам силовых трансформаторов.

Таблица 2.5 - Нагрузка собственных нужд ПС-72

Электроприемники	Установленная мощность (кВт)	Количество приемников	Суммарная мощность (кВт)
Устройство подогрева выключателей	1,75	2	3,5
Подогрев приводов разъединителей	0,6	6	3,6
Обогрев шкафов КРУ	0,6	12	7,2
Отопление и освещение ОПУ и КРУ	5,5	2	11

По значению общей нагрузки собственных нужд выбираем мощности трансформаторов собственных нужд с учетом коэффициента спроса.

(2.16)

где Р_расч- расчетная мощность (кВт)

Р_СН- нагрузка собственных нужд (кВт)

Подставляя значения в формулу (2.16), получаем:

По расчетной мощности из каталога выбираем два трансформатора собственных нужд марки ТМ-63/10-У1

Схема питания собственных нужд представлена в приложении.

3.5 Описание отходящих от КРУ кабелей

Кабель - это готовое заводское изделие, состоящее из изолированных токоведущих жил, заключенных в защитную оболочку, которая предохраняется от механических повреждений броней.

Силовые кабели на напряжение до 35 кВ имеют от одной до четырех медных или алюминиевых жил сечениями 1-2000мм².Жилы сечениями до 16 мм² - многопроволочные, свыше - одно-проволочные. По форме сечения жилы одножильных кабелей и кабелей с отдельно освинцованными жилами круглые, а многожильных кабелей - сегментные или секторные.

Изоляция жил выполняется из кабельной бумаги, пропитанной маслоканифольным составом, резины, поливинилхлорида и полиэтилена. Кабели с бумажной изоляцией, предназначенные для прокладки на вертикальных или крутонаклонных трассах, имеют обедненную пропитку или пропитку на основе церезина.

Защитная герметическая оболочка предохраняет изоляцию от вредного действия влаги, газов, кислот и механических повреждений. Оболочки делаются из свинца, алюминия, резины и поливинилхлорида. В кабелях напряжением 20 и 35 кВ каждая жила дополнительно заключается в свинцовую оболочку, что создает более равномерное электрическое поле и улучшает отвод тепла. Выравнивание электрического поля у кабелей с пластмассовой изоляцией и оболочкой достигается экранированием каждой жилы полупроводящей бумагой.

В кабелях на напряжение 1-35 кВ для повышения электрической прочности между изолированными жилами и оболочкой прокладывается слой поясной изоляции.

Броня кабелей, выполняемая из стальных лент или стальных оцинкованных проволок, защищается от коррозии наружным покровом из кабельной пряжи, пропитанной битумом и покрытой меловым составом.

От КРУ на дальнейшие распределительные устройства отходят кабели следующих марок:

• АСБ - в свинцовой оболочке, с бумажной пропитанной изоляцией] бронированный стальными лентами, с защитным наружным покровом

• ААБ - в алюминиевой оболочке, с бумажной пропитанной изоляцией, бронированные двумя стальными лентами, с наружным покровом.

3.6 Расчет заземляющего устройства

Все металлические части электроустановок нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под ним из-за повреждения изоляции должны надежно соединяться с землей. Такое заземление называется защитным, так как его целью является защита персонала от опасных напряжений прикосновения. Заземление обязательно для всех установок, находящихся на открытом воздухе, напряжением 500 В, а в помещениях с повышенной опасностью и наружных установок 36 В переменного тока. В электрических установках заземляются: корпуса электрических машин, аппаратов, шкафы, каркасы металлических щитов и другие металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования.

Рабочее заземление предназначено для создания нормальных условий работы аппарата или электроустановки. К рабочему заземлению относятся заземление нейтрали трансформаторов, заземление разрядников и т.п.

Таким образом в целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрического оборудования к заземлению на территории подстанции; отступая по 2 метра от забора, необходимо проложить продольные и поперечные горизонтальные заземлители соединяя их между собой в контур. Продольные заземлители необходимо проложить вдоль рядов электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5 - 0,7 м. Поперечные заземлители следует прокладывать в удобных местах среди оборудования на глубине 0,5 - 0,7 м. Расстояние между ним рекомендуется увеличивать от периферий к центру заземляющей сетки, по проекту они составляют 4,0; 5,0; 6,0 метров. Размеры ячеек заземляющей сетки не должны превышать 6*6 метров. Внешнюю ограду подстанции, с помощью вертикальных заземлителей длинной 2 - 3 метра, следует заземлить путем присоединения их к стойкам ограды по всему ее периметру через 20 - 50 метров, при этом, присоединяя их к заземляющей сетке.

Так как токи короткого замыкания на землю в электроустановках проектируемой подстанции достаточно значительны, то расчет контура должен производиться из условия термической стойкости заземляющих проводников. Сечение заземляющих проводников должно быть таким, чтобы при прохождении по ним токов короткого замыкания на землю, температура их за время срабатывания основной защиты, без учета АПВ, не превышала максимально допустимого значения 400 С.

В соответствии с общим правилом минимальное сечение проводников по допустимому нагреву током короткого замыкания определяется по формуле:

(2.17)

где S_мин- минимальное сечение проводника (мм)

t_ф- фиктивное время (сек)

I_кз-ток короткого замыкания (А)

С- постоянная из справочника (для стали С-74)

Фиктивное время рассчитывается по формуле:

(2.18)

где t_выкл-время отключения выключателя (0,05 сек)

t_осн-время срабатывания основной защиты (0,5 сек)

Определяем фиктивное время по формуле (2.18):

Определяем минимальное сечение проводника по формуле (2.17):

Выбираем стальную полосу сечением 160 мм² (40*4).

Согласно ПУЭ для установки напряжением выше 100 В, с большими: токами замыкания на землю, сопротивление заземлителя не должно превышать 0,5 Ом (R_з<0,5 Ом)

При расчете заземляющего контура, необходимо определить сопротивление одной полосы, которое рассчитывается по формуле:

(2.19)

где R- сопротивление полосы (Ом)

1- длина полосы (3800 см)

b- ширина полосы (см)

t- глубина заложения (0,5 м)

р_п- расчетное удельное сопротивление грунта на глубине заложения.

Расчетное удельное сопротивление грунта рассчитывается по формуле:

(2.20)

где К₁ - коэффициент, учитывающий просыхание и промерзание грунта K₁=4,5

р- среднее удельное сопротивление грунта (10000 Ом*см)

По формуле (2.20) определяем расчетное удельное сопротивление грунта на глубине закладки полосы.:

По формуле (2.19) определим сопротивление одной полосы.

Сопротивление всех продольных полос определяется по формуле:

(2.21)

где R_пр.общ- сопротивление всех продольных полос (Ом)

- коэффициент использования, учитывающий влияние полос при растекании с них тока (определяется по таблицам)

n-количество полос (n=5)

При длине полосы по таблице определяем коэффициент использования

По формуле (2.21) находим сопротивление всех продольных полос:

Аналогично находим сопротивление одной поперечной полосы по формуле (2.19):

l=3000см; n=9;

Сопротивление всех поперечных полос определяем по формуле (2.21):

Общее сопротивление всей сетки определяется по формуле:

(2.22)

где R_с- сопротивление сетки заземления (Ом)

- коэффициент использования ( )

Определяем сопротивление всей сетки по формуле (2.22):

Так как для обеспечения безопасных значений шагового и напряжения прикосновения, согласно ПУЭ R_з<0,5 Ом, а сопротивление полос образующих контур не удовлетворяет этому условию (0,5<1,47 Ом), то для того чтобы добиться этого условия необходимо использовать вертикальные заземлители.

В качестве вертикальных заземлителей выбраны стержни диаметром (d=2,5см) и длиной (l=300 см).

Сопротивление одного стержня определяем по формуле:

(2.23)

t- глубина заложения (расстояние от поверхности до середины стержневого заземлителя t=200см)

Расчетное сопротивление грунта рассчитывается по формуле:

(2.24)

где К₂ - коэффициент, учитывающий просыхание и промерзание грунта (К₂=1,4)

Подставляя значения в формулу (2.24),получаем:

По формуле (2.23) определяем сопротивление стержня:

Определяем примерное число вертикальных заземлителей :

(2.25)

где n-необходимое число вертикальных заземлителей (шт)

-коэффициент использования стержневых заземлителеи, зависящий от расстояния между стержнями, их длинны и количества электродов ( )

Определяем необходимое количество стержней по формуле (2.25):

Вывод: Для того, чтобы добиться условия R<0,5 Ом нужно дополнительно забить 39 вертикальных заземлителей и соединить их с контуром заземления в местах пересечения горизонтальных полос, путем сварки.

3.7 Расчет молниезащиты подстанции

Молния представляет собой электрический разряд длинною в несколько километров, развивающейся между грозовым облаком и землей или каким- либо наземным сооружением. Величина тока молнии варьируется в широких пределах;в 50 % случаях (средний ток) 30 кА, а в 1-2 % случаев до 100 кА.

Прямой удар молнии вызывает следующие воздействия на объект:

• Электрическое -связанное с поражением людей электрическим током и возникновение перенапряжений на поврежденном оборудовании. Даже при выполненной молниезащите прямые удары молний с большими токами могут привести к перенапряжению в несколько кВ, при отсутствии молниезащиты пути растекания тока неконтролируемы и ее удар может создать опасные поражения током, напряжение шага и прикосновения, перекрытие на другие объекты.

• Термическое- связанное с резким увеличением и выделением теплоты

при прямом ударе молнии и контактом с содержимым объекта. Выделенная энергия при этом примерно в 2 -3 раза превышает минимальную энергию воспламенения большинства газо- паро- и пылевоздушных смесей. Следовательно возникает опасность воспламенения (в некоторых случаях взрыва)

Механическое- обусловлено ударной волной распространяющей от канала молний

• Вторичные- проявление молний связаны с действием на объект электромагнитного поля близких зарядов и могут проявиться в вире очень высоких перенапряжений

• Зона высокого потенциала- могут представлять опасность для подъемных коммуникаций при близких ударах, так как могу принять на себя часть растекающегося в земле тока и занести их в объект.

Таким образом молниезащита представляет собой комплекс мероприятий направленный на предотвращение прямого удара молнии. Средством защиты от прямых ударов молнии служит молниеотвод - устройство предназначенное на непосредственный контакт с каналами молнии и отводящей их в землю по контролируемым путям. Защитное действие молниеотвода основано на свойстве молнии с большей вероятностью поражать более высокие и хорошо заземленные предметы по сравнению с расположенными рядом объектами меньшей высоты.

3. 7.1 Расчет зоны защиты молниеотвода

На свойстве молнии поражать более высокие объекты, будет построена схема молниезащиты подстанции 110/10 кВ. На подходах к подстанции в качестве концевой опоры, установлена стальная двухцепная опора марки УС110-6, высотой 29,7 метра. Опора кроме своего основного предназначения выполняет функцию молниеотвода.

Для предотвращения прямого попадания молнии на электрооборудование проектируемой подстанции необходимо определить радиусы защищаемых участков молниеотводом по формуле:

(2.26)

где h-высота молниеотвода (м)

h_x- высота защищаемого участка (м)

r_x -радиус защищаемого участка (м)

Преобразуя формулу (2.26), определяем выражение для расчета радиуса защиты:

(2.27)

Максимально высокой точкой проектируемой подстанции является вводной изолятор на высокой стороне трансформатора.

Определяем попадает ли эта точка в зону действия молниеотвода. По техническим инструкциям расстояние от блока приема воздушной линии до опоры должно быть 5000 - 7000 мм. Для проекта выбираем это расстояние равное 6000 мм, таким образом, удаленность защищаемого от опоры 18900 мм, т.е. для исключения прямого удара молнии должно соблюдаться условие :

r_xl>18,9 м (2.28)

Подставляя значения в формулу (2.27), получаем:

г_x1=34,28>18,9 что удовлетворяет условию (2.28)

Аналогично определяем находится ли трансформатор в зоне защиты молниеотвода.

Высота трансформатора h_x=5,57 м, удаленность от опоры 28,9 м, т.е должно соблюдаться условие:

r_x2>28,9 м (2.29)

Подставляя значения в формулу (2.27), получаем:

Условие (2.29) соблюдается: г_x2=35,47>28,9 м. Таким образом, трансформатор защищен от прямых ударов молний молниеотводом.

Определяем защиту КРУ от прямых попаданий молнии. Высота КРУ h_х=3,08 м, удаленность от опоры 39,9 м, т.е. должно соблюдаться условие:

г_х3>39,9м. (2.30)

По формуле (2.27) считаем:

Условие (2.30) не соблюдается: г_х3=38,52<39,9 м, т.е. молниеотвод не в достаточной мере защищает КРУ от прямых ударов молнии. Поэтому дополнительно на опору устанавливаем стержень высотой 5 метров, т.е. высота молниеотвода будет равной 34,7м.

Проверка защиты КРУ от прямых ударов молнии с новой высотой молниеотвода.

Т.е. должно соблюдаться условие :

г_х4 >39,9 м. (2.31)

По формуле (2.27):

г_х4=47,02>39,9 что удовлетворяет условию (2.31).

В результате проведенных расчетов я получил: опора УС 110-6 с установленным сверху дополнительным молниеотводом высотой 5 метров перекрывает зону проектируемой подстанции, предотвращая этим вероятность прямого удара молнии в объект. Токопроводом молниеотвода присоединяем к заземляющему контуру подстанции стальными полосами не менее 50*10-6 м².

3.8 Выбор релейной защиты и автоматики

3.8.1 Защита трансформаторов

В обмотках трансформатора могут возникать короткие замыкания между фазами, одной или двух фаз на землю, между витками одной фазы и замыкания между обмотками разных напряжений на вводах трансформаторов, на ошиновке и кабелях так же могут возникать короткие замыкания на землю и между фазами. Во время эксплуатации могут происходить нарушения нормальных режимов работы трансформаторов, к которым относятся: прохождение через трансформатор сверх токов при повреждении других связанных с ним элементов, перегрузки с выделением из масла горючих газов, понижение уровня масла и повышение его температуры. Защита трансформаторов должна выполнять следующие функции:

• Отключение трансформатора при его повреждении от всех источников питания

• Отключать трансформатор при повреждении части оборудование при прохождении через него сверх токов

• Подавать предупредительный сигнал дежурному персоналу при ненормальных режимах работы трансформатора

Таким образом, для защиты трансформатора применяются следующее виды защит:

1. Дифференциальная - эта защита применяется в качестве основной быстродействующей защиты, она должна реагировать на межфазные замыкания в обмотках и ошиновке трансформатора.

2. Газовая - эта защита является наиболее чувствительной к внутренним повреждениям трансформатора. Она реагирует на повреждения внутри бака (витковые и межвитковые замыкания), а так же при понижении уровня масла и повреждении магнитопровода.

3. Максимальная токовая - для защиты трансформатора и смежного оборудования от междуфазных коротких замыканий, которая действует с выдержкой времени на нагрузку. Максимальная токовая является также резервной защитой трансформаторов, предназначенной для их отключения от источника питания, как при повреждении самого трансформатора, так и смежного оборудования и отказах его защиты или выключателей.

Трансформаторы тока выбираются по следующим условиям :

• По номинальному напряжению

• По номинальному току

840,77<1000

Условие выполняется

I_н- номинальный ток трансформатора тока, принят I_н=1000А

• По динамической устойчивости

к_у- кратность динамической устойчивости, принята к_у=140

• По термической устойчивости

где k_m- кратность термической устойчивости, принята 55

I_m-предельный ток термической устойчивости (А)

t_m-длительность протекания тока термической устойчивости

t_m =1сек

Выбираем трансформатор тока ТПОЛ-10/1000 с коэффициентом трансформации К_т2=1000/5 в КРУН-10. Полученные данные заносится таблицу 2.6

Таблица 2.6 - Результат расчетов трансформатора тока

Условие выбора	Расчет	Каталог
	10 кВ	10 кВ
	840,77 А	1000 А
	166 кА	180 кА
*~*к ~ V н ^т / ' т	402,17 кА*с	6400 кА*с

Выбираем трансформатор тока ТГФ-110 с коэффициентом трансформации К_т1=100/5 в ОРУ-110.

Тогда вторичные токи трансформаторов тока будут рассчитываться:

(2.32)

Подставляя в формулу (2.32) рассчитываем соответственно:

Вследствие неравенства вторичных токов в плечах дифференциальной защиты проходит ток небаланса:

(2.33)

Подставляя в формулу (2.33) рассчитываем :

Таким образом, для снижения тока небаланса, вызванного неравенством вторичных токов в трансформаторах тока дифференциальной защиты, необходимо выравнивание этих токов, что достигается использованием уравнительных обмоток дифференциальных реле. Выбираем реле РНТ-562.

3.8.2 Защита КРУН-10

В КРУ для защиты отходящих линий устанавливаем следующие виды защит и автоматики. Максимальная токовая - для защиты линий и связанной с ней оборудования от повреждения сверхтоками. Эта защита отстраивается в зависимости от тока нагрузки.

1. Токовая отсечка - так как максимальная токовая действует с выдержкой времени, чтобы не допустить глубокого понижения напряжения на шинах подстанции применяется токовая отсечка мгновенного действия.

2. Дополнительно в шкафах КРУ устанавливаем дуговую защиту срабатывающую на изменение давления в ячейках.

Так как потребители запитанные от шин подстанции относятся к потребителям I и II категории, а их отключение не допускается, то для предотвращения ложных действий релейной защиты, а также при неустойчивых коротких замыканиях приводящих к отключению линии, необходимо установить автоматическое повторное включение (АПВ). Так же АПВ устанавливаем на секционном выключателе и выключателе ввода.

На случай выхода из строя одного из трансформаторов на секционном выключателе автоматическое включение резерва (АВР)

4 РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПОДСТАНЦИИ

4.1 Производственная мощность ПС

Производственная мощность ПС определяется максимальной нагрузкой, которую могут нести преобразующие мощности. Эти мощности определяются рабочей мощностью N_раб подстанции, а показателями ее использования будут следующие:

• установленная мощность (N_у)

• эксплуатационная мощность (N_экс)

• средний коэффициент готовности ПС (К_г^ср)

• средний коэффициент интенсивного использования мощностей (К_и^ср)

• средний коэффициент экстенсивного использования мощностей (К_э^ср)

• максимальное планируемое количество фактической выработки электроэнергии (W_ф^max)

• максимальная токовая нагрузка (I_mах)

4.1.1 Расчет установленной мощности

Установленная мощность ПС (N_у) определяется как сумма номинальных мощностей, указанных в паспорте на трансформаторе и рассчитывается по формуле :

(3.1)

N_н - номинальная мощность трансформатора, (МВА)

Подставляя значения в формулу (3.1), находим:

4.1.2 Расчет эксплуатационной мощности

Эксплуатационная мощность ПС зависит от коэффициента эксплуатационной мощности и рассчитывается по формуле :

(3.2)

где К - коэффициент эксплуатационной мощности трансформатора, (по условию равен К=0,97 для каждого)

N_экс - эксплуатационная мощность трансформатора

По формуле (3.2) находим:

4.1.3 Расчет рабочей мощности подстанции

Максимальную нагрузку, которую выдержит ПС, называют рабочей

мощностью этого предприятия, которая рассчитывается по формуле:

(3.3)

По формуле (3.3) находим:

4.2 Расчет времени работы трансформатора

По условию Т_n= Т_г

где Т_г - время готовности трансформатора (час)

Т_n- время работы трансформатора

Время готовности трансформатора определяется по формуле:

(3.4)

где Т_к - календарное время (количество часов в обычном году составляет 8760 ч)

Т_рем -время ремонта (час)

Планируемое время ремонта трансформатора составляет 10 дней, что в часах равно:

По формуле (3.4) находим:

Исходя из условия, Т_n= Т_г получаем время предполагаемой передачи энергии Т_n =8520 час

4.3 Расчет предполагаемой передачи энергии

Расчет предполагаемой передачи энергии производится по формуле:

(3.5)

где W_n^пс - предполагаемая передача энергии подстанцией (МВА*час)

W_n- предполагаемая передача энергии каждым трансформатором (МВА*час) Предполагаемая передача энергии каждым трансформатором рассчитывается по формуле:

(3.6)

По формуле (3.6) находим:

Как было сказано выше на подстанции установлено два одинаковых трансформатора с одинаковыми условиями работы, таким образом, предполагаемая передача энергии каждым из трансформаторов будет одинаковой

По формуле (3.5) находим:

4.4 Расчет коэффициента экстенсивного использования мощностей

Коэффициент экстенсивного использования каждого трансформатора рассчитывается по формуле :

(3.7)

По формуле (3.7) находим:

4.5 Расчет коэффициента интенсивного использования мощностей

Коэффициент интенсивного использования мощности рассчитывается по формуле:

(3.8)

W_max - максимально возможная выработка электроэнергии (МВт*час)

По формуле (3.8) находим:

Полученные результаты использования мощностей выведены в таблицу 3.1

Таблица 3.1 - Основные показатели использования производственных мощностей

Наименование показателей	Ед.	Величина
1 Установленная мощность	МВА	32
2 Рабочая мощность	МВА	30,4
3 Коэффициент экстенсивного использования мощностей		0,97
4 Коэффициент интенсивного использования мощностей		0,97
5 Планируемое годовое фактическое потребление электроэнергии	МВА*час	264460

5 РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

При разработке энергосберегающих мероприятий и проектов важно уметь правильно определять затраты и сбережения денежных средств от их внедрения, т.е. проводить их технико-экономическую оценку. В процессе технико-экономической оценки определяются следующие основные показатели:

• инвестиции (капитальные затраты), тыс.руб.;

• годовое сбережение от внедрения того или иного мероприятия, тыс.руб./год;

• срок окупаемости мероприятия, т.е. сколько рублей прибыли мы получим на каждый вложенный рубль.

Капитальные вложения (I₀) включается все затраты, связанные с общими вложениями на внедрение нового оборудования.

Они включают следующие статьи затрат:

• стоимость оборудования,

• транспортировка,

• демонтаж старого оборудования,

• монтаж и наладка нового оборудования.

Капиталовложения на новое оборудование сведены в таблицу 4.1

Таблица 4.1 – Капиталовложения на новое оборудование

Наименование оборудования	Тип, модель	Количество (шт)	Стоимость (тыс.руб)	Всего (тыс.руб)
Выключатель	ВГТ-110	3	1000	3000
Выключатель	BBTEL-10	9	100	900
Трансформаторы тока	ТГФ-110	9	150	600
Всего				4500

Полные капиталовложения на реконструкцию сведены в таблицы 4.2

Таблица 4.2 – Полные капиталовложения на реконструкцию

Вид затрат	Всего (тыс.руб)
Себестоимость нового оборудования	4500
Транспортировка	500
Демонтаж старого оборудования	60
Монтаж и наладка нового оборудования	150
Всего	5210

5.1 Расчет издержек на производство электроэнергии за год

Издержки на производство электроэнергии по двум вариантам ПС (база и расчет) определяются по формуле :

(4.1),

где Иⁱ- полные издержки по вариантам (тыс.руб)

i - количество рассматриваемых вариантов (1 -базовый вариант; 2 -расчетный вариант)

И_ам - издержки на амортизацию оборудования (тыс.руб)

И_РиЭ - издержки на ремонт и эксплуатацию оборудования (тыс.руб)

И_зп - издержки на заработную плату персонала ПС (тыс.руб)

И_пр - прочие издержки (тыс.руб)

Издержки на амортизацию оборудования определяются через процентное соотношение, которое равно 7% от полной их стоимости по формуле :

(4.2),

где Н_от - норма отчислений на амортизацию (принята 7%)

По формуле (4.2):

,

.

Издержки на ремонт и эксплуатацию оборудования определяются по формуле, но норма отчислений (Н_от) (принята 2,5% - для базы, а для расчета 1,2%).

(4.3),

по формуле (4.3):

,

.

Издержки на зарплату персонала определяются по формуле:

(4.4),

где ЗП_доп - дополнительная зарплата персонала на оплату отпусков (тыс.руб) (12% от основной зарплаты),

11 - количество рабочих месяцев в году;

ЗП_ср - средняя зарплата работника за месяц, руб (по условию 10 тыс.руб), К_отд - социальный коэффициент, предусматривающий отчисления в пенсионный фонд, фонд социального страхования и фонд медицинского страхования - всего 1,38,

Р_n- удельная численность персонала (принята 5,81 - для базового варианта, а для расчетного - 2,02), По формуле (4.4):

,

.

Расчет прочих издержек производится через процентное соотношение от прямых расходов в общих затратах на производство электроэнергии, по формуле :

(4.5)

где Н_от -норма отчислений на прочие затраты, которая принята: для базы 6%; для расчета - 3%.

По формуле (4.5):

По формуле (4.1):

Издержки на производство электроэнергии выведены в таблицу 4.3

Таблица 4.3 - Смета затрат на производство электроэнергии за год (тыс.руб)

Наименование издержек	расчет
Издержки на амортизацию	364,7
Издержки на ремонт и эксплуатацию	62,5
Издержки на зарплату персонала	248,9
Прочие издержки	7,5
Всего	683,6

5.2 Расчет чистого годового сбережения

Годовое чистое сбережение (В) - чистые ежегодные сбережения, получаемые после внедрения нового оборудования:

(4.6),

где - разница в издержках (тыс.руб)

По формуле (4.6):

5.3 Расчет срока окупаемости

Срок окупаемости (РВ) - время, которое необходимо, чтобы капитальные затраты окупились:

(4.7)

Исследования показывают, что многие энергосберегающие мероприятия, имеющие одинаковый срок окупаемости, дают разную прибыль при их внедрении. Поэтому для распределения мероприятий по прибыльности необходимо определить коэффициент чистой существующей прибыли.

По формуле (4.7) рассчитываем срок окупаемости:

5.4 Расчет коэффициента чистой существующей прибыли

Коэффициент чистой существующей прибыли (NPVQ) - отношение чистой существующей прибыли (NPV) к общим капиталовложениям (I₀):

(4.8),

Наибольший NPVQ указывает на наиболее прибыльное мероприятие. Чистая существующая прибыль определяется по выражению:

(4.9),

где Т – экономический срок службы мероприятия.

По формуле (4.9) рассчитываем чистую существующую прибыль за следующие 30 лет:

,

тогда коэффициент чистой существующей прибыли рассчитаем по формуле (4.8):

Расчетные данные сведем в таблицу 4.4

Таблица 4.4 – Экономические показатели

Т (лет)	И (тыс.руб)	I0 (тыс.руб)	В (тыс.руб)	РВ (лет)	NPV (тыс.руб)	NPVQ
30	683,6	5210	520,4	10	10402	1,99

6 ОХРАНА ТРУДА

6.1 Технические мероприятия

Работа на трансформаторной подстанции требует выполнения правил безопасной работы и предусматривает следующие технические мероприятия, обеспечивающие возможность безопасного обслуживания:

• Все находящееся оборудование под высоким напряжением установлено на высоте 2,5м от нулевой отметки до основания изоляторов.

• Токоведущие части, и участки ОРУ, конструктивно необорудованные заземляющими ножами заземления при выполнении работ закорачиваются и заземляются переносными заземлениями, входящими в комплект поставки.

• Для ограждения тех токоведущих частей, которые могу оказаться под напряжением, предусмотрены инвентарные ограждения с приспособлением их запирания.

• В конструкции комплектной трансформаторной подстанции предусмотрена электромеханическая блокировка, предупреждающая ошибочные действия с коммутационными аппаратами.

• Электрическое питание к осветительным установкам и к розеткам местного освещения подается дистанционно из ячейки КРУН-10 собственных нужд. Все металлоконструкции трансформаторов, шкафов и основных аппаратов, приборов, блоков, труб электропроводки и кабельных трасс, нормально не находящиеся под напряжением должны быть нормально заземлены к контуру заземления. Все места соединения конструкций с заземлением должны иметь отличную окраску.

При работах на коммутационных аппаратах

При работах на коммутационных аппаратах с дистанционным управлением перед допуском к работе должны быть:

• Отключены выключатели

• Созданы видимые разрывы цепи при помощи разъединителей.

• Включены стационарные заземляющие ножи или при их отсутствии наложены переносные заземления.

• Отключены силовые цепи привода, цепи оперативного тока и цепи подогрева

• Вывешены плакаты «Не включать. Работают люди» на ключах дистанционного управления,

Для пробного включения и отключения коммутационного аппарата фи его наладке допускается при несданном наряде временная подача напряжение в цепи оперативного тока и силовые цепи привода, в цепи сигнализации и подогрева.

Установку предохранителей, включение и отключение цепей, а также снятие на время опробования плакатов осуществляет оперативный персонал или по его разрешению производитель работ. Дистанционно включать и отключать коммутационный аппарат разрешено только лицу, ведущему наладку, либо по его распоряжению оперативному персоналу.

После опробования при необходимости продолжения работы на коммутационном аппарате лицом из оперативного персонала или по его ; распоряжению производителем работ должны быть выполнены технические мероприятия, требуемые при допуске к работе (согласно ПТБ)

При обслуживании КРУ

В КРУ с оборудованием на выкатных тележках запрещается без снятия напряжения с шин и их заземления проникать в отсеки шкафов, не отделенными сплошными стальными перегородками от шин или непосредственно соединенного с КРУ оборудования.

При работе непосредственно в отсеке шкафа КРУ тележку с оборудованием необходимо выкатить, шторку отсека, в котором токоведущие части остались под напряжением запереть на замок и вывесить плакат «Стой напряжение». В отсеке вывесить плакат «Работают люди».

При работах вне КРУ на отходящих кабельных линиях, на подключенном к ним оборудовании, тележку необходимо выкатить из шкафа, верхнюю шторку необходимо запереть на замок и вывесить плакаты «Не включать, Работает люди» или «Не включать. Работа на линии».

Устанавливать в контрольное положение тележку с выключателем для его опробования и работы в цепях управления и защиты разрешается в том случае, когда работы вне КРУ на отходящих кабельных линиях или подключенном к нему оборудовании не производится или на этом присоединении наложено заземление в шкафу КРУ. 6.2 Организационные мероприятия

• оформление работ нарядом, распоряжением или перечнем работ, которые выдаются работниками из числа административно-технического персонажа организации, список которых утверждается главным инженером;

• допуск к работе;

• надзор во время работы;

• оформление перерыва в работе, перевода на другое место, окончания работы, которые оформляются в наряде.

Ответственными за безопасное ведение работ являются:

• выдающий наряд, отдающий распоряжение, утверждающий перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

• ответственный руководитель работ назначается в электроустановках выше 1000 В, который отвечает:

1. за выполнение всех указанных в наряде мер безопасности и их достаточность

2. за принимаемые им дополнительные меры безопасности

3. за полноту и качество целевого инструктажа бригады

4. за организацию безопасного ведения работ

• допускающий назначается из числа оперативного персонала, которыми отвечает:

  1. за правильность и достаточность принятых мер безопасности и соответствия их мерам, указанных в наряде, характеру и месту работы

  2. за правильный допуск к работе

  3. за полноту и качество проводимого им инструктажа членов бригады;

- производитель работ отвечает:

1. за соответствие подготовленного рабочего места указаниям наряде,

дополнительные меры безопасности, необходимые по условиям выполнения работ

2. за четкость и полноту инструктажа членов бригады;

3. за наличие, исправность и правильное применение необходимых средств защиты, инструмента, инвентаря и приспособлений

4. за сохранность на рабочем месте ограждений; плакатов, заземлений, запирающих устройств

5. за безопасное проведение работ и соблюдение настоящих правил им самим и членами бригады

6. за осуществление постоянного контроля над членами бригады- наблюдающий назначается для надзора за бригадами, не имеющими право самостоятельно работать в электроустановках. Наблюдающий отвечает:

   • за соответствие подготовленного рабочего места указаниям, предусмотренным в наряде

   • за наличие и сохранность установленных на рабочем месте заземлений, ограждений, плакатов и знаков безопасности, запирающих устройств приводов;

   • за безопасность членов бригады в отношении поражения электрическим током электроустановки;

-член бригады должен выполнять требования настоящих правил и инструктивные указания, полученные при допуске к работе и во время работы, а также требования инструкций по охране труда.

6.3 Безопасность жизнедеятельности

Безопасность жизнедеятельности людей включает в себя меры по исключению влияния на персонал и на окружающую природу и людей от влияния на них электрического и магнитных полей, а также от утечек масел при эксплуатации электроустановок.

Согласно Правилам защита персонала от действия на них выше указанных полей включает в себя средства защиты от воздействия электрического поля. Если допустимая напряженность превышает 5 кВ/м, то устанавливаются стационарные экранирующие устройства и экранирующие комплекты, сертифицированные органами Госстандарта России.

Работа в зонах влияния магнитного поля, в соответствии с Правилами, ограничивается различным временем пребывания персонала в зонах действия этих полей с различной напряженностью.

Для окружающей природы и людей их защита от электрических и магнитных полей предусматривает ограждения металлическим забором соответствующей высоты и обязательно заземленным, находящимся на определенном расстоянии от силового оборудования,

Для предупреждения утечек масел, а также для аварийного слива масла предусмотрены маслоприемники для отработанных составов, при этом отработанные масла вывозятся в специальной таре с территории

распределительного устройства для дальнейшего использования. Кроме этого организован регулярный контроль, во время выполнения осмотров, за возможными утечками масел.

6.4 Организация ремонта действующего оборудования

Капитальный ремонт оборудования осуществляется специализированными организациями;

В объем работ при текущем ремонте входят следующие мероприятия :

• ежесуточные осмотры оборудования с постоянным дежурством, включающие осмотр в ночное время не реже одного раза в месяц;

• мелкий ремонт оборудования, не требующего специальной остановки оборудования и осуществляемый во время перерывов в работе питающих от него технологических установок;

• отключение оборудования в аварийных ситуациях;

• участие в приемке оборудования и рабочего места после монтажа, ремонта, испытании и наладки

• контроль за показателями термометров, манометров, вакуумметров, за уровнем масла в трансформаторах, в маслонаполненных вводах и в расширителях;

• контроль за состоянием кожухов, уплотнителей, кранов;

• визуальная проверка состояния изоляторов, отсутствия пыли, трещин, сколов, разрядов и т. п. Осмотр крепления изоляторов;

• проверка наличия, исправности и соответствия требованиям ограждений, предупредительных плакатов и надписей, защитных средств, переносных заземлений, противопожарных средств;

• проверка целости пломб у счетчиков и реле, проверка работы счетчиков;

• контроль состояния ошиновки, кабелей, отсутствие нагрева контактных соединений, проверка отсутствия свечения и подгара контактов;

• тщательная проверка состояния сети заземления, в том числе мест Для наложения переносных заземлений, проверка надежности заземления проверяемого оборудования;

• проверка исправности сигнализации, положения блинкеров, состояния пробивных предохранителей.

Кроме того, при осмотре:

• вакуумных выключателей и разъединителей - проверяются состояние контактов, работа приводного механизма, подтяжка контактов, проверка состояния контактов, проверка состояния ножей и изоляторов у разъединителей и устранение мелких дефектов

• трансформаторов тока и напряжения - проверяются отсутствие следов нагрева токоведущих частей и магнитопровода, отсутствие изоляционной массы, исправность вторичных цепей.

Кроме указанных работ в объем текущего ремонта включаются:

• для силовых трансформаторов - устранение всех обнаруженных дефектов при очередном осмотре, удаление грязи из расширителя и доливка трансформаторного масла, протирка всех изоляторов, подтяжка всех болтовых соединений, разборка и очистка масло указателя, проверка работы переключателя напряжения и т.д.;

• для вакуумных выключателей, выключателей нагрузки, разъединителей, заземляющих ножей - разборка аппарата, проверка состояния, ремонт или замена подвижных контактов, осей, шарниров, измерение и регулировка хода подвижной части, одновременности замыкания и размыкания и т.д.

• для трансформаторов тока и напряжения - чистка изоляторов, проверка и ремонт присоединений шин первичной и кабелей вторичной коммутации, проверка заземляющих болтов и шунтирующих перемычек, измерение сопротивления изоляции первичных и вторичных обмоток и т.д.;

• для вентильных разрядников - проверка состояния поверхности разрядника и расположения зон выхлопа, измерение сопротивления элемента вентильного разрядника, тока проводимости и т.д.

для предохранителей - проверка целости, соответствия схемам, действующим нагрузкам и нормам, замена плавких вставок и токоограничивающих сопротивлений при необходимости, проверка работы реле и испытание выпрямителя.

7 ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе я произвел:

• замена отделителей и короткозамыкателей на элегазовые выключатели типа ВГТ-110-40/2500 в ОРУ-110

• замена секционного масляного выключателя (МКП-110Б) на элегазовый выключатель типа ВГТ-110-40/2500 в ОРУ-110

• замена выключателей с пружинным приводом выкатного типа ВК-10 на вакуумные выключатели (BBTEL-10) в КРУН-10.

От выше перечисленных замен повысится надежность в эксплуатации и оперативность в работе.

Вместе с этим эта замена принесет годовую экономию 520,4 тыс.руб. за счет снижения издержек по статьям:

• На ремонт и эксплуатацию со 117,2 тыс.руб. до 62,5 тыс.руб. за счет внедрения нового оборудования, что позволит уменьшить расходы на заработную плату ремонтному персоналу и расходы на запасные части

• На заработную плату персонала ПС и прочие затраты, в связи с сокращением численности вспомогательных работников

8 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий. – М.: Энергоатомиздат, 1987.

2. Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов. – М.: Издательство «Мастерство», 2001.

3. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. Москва

4. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат, 1989.

5. Будзко И.А. Электроснабжение сельского хозяйства. – М.: Колос, 2000.

6. Правила устройства электроустановок, разделы 6, 7.Новосибирск:Сиб.унив.изд-во, 2007

7. Попов Е.Н. Механическая часть воздушных линий электропередачи. – Благов.: АГУ, 1998.

8.Федоров А.А., Сербинский Г.В. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. – М.: Энергия, 1973.

9.Справочник по проектированию подстанции 3-500 кВ / под ред. С.С. Рототяна и Я.С. Самойлова, - М.:Энергоиздат, 1982.

10. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности)

при эксплуатации электроустановок (с изм. и доп.).-СПб.: ДЕАН,2008

11.Самсонов В.С., Вяткин М.А. «Экономика энергетики»

12. Васильев А. А. Электрическая часть станций и подстанций. М.: Энергия, 1980.

13. Гук Ю. Б., Кантан В. В., Петрова С. С. Проектирование электрической части станций и подстанций: Учеб. пособие для вузов. Л.: Энергоатомиздат, 1985.

14. Двоскин Л. И. Схемы и конструкции распределительных устройств. М.: Энергия, 1974.

15. Найфельд М. Р, Заземления, защитные меры безопасности. — 4-е изд. Мл Энергия, 1971.

16. Федосеев А. М. Релейная защита электрических систем. М.: Энергия, 1976.

17. Совалов С.А., Семенов В.А. Противоаварийное управление в энергосистемах

М.: Энергоатомиздат,1988

18. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. – Новосибирск: Сиб.унив.изд-во, 2007

19. Пособие для изучения ПТЭЭСС под редакцией Ф.Л. Когана. – М. Изд-во НЦ ЭНАС, 2007

20. Инструкция по применению и испытанию средств защиты, используемых в электроустановках. - – Новосибирск: Сиб.унив.изд-во, 2009

21. www.Forca.ru

22. Таврида электрик [Электронный ресурс]. - Электрон. дан. – URL: http: http://www.tavrida.ru/, свободный. - Загл. с экрана. - Яз. рус. - (Дата обращения: 16.04.2013).

9. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ

Вакуумный выключатель ВВ/TEL серии Shell, являющийся собственной разработкой компании, воплотил в себе самые передовые технологии и создан для того, чтобы превосходить все самые смелые ожидания потребителей, благодаря своим техническим характеристиками, удобству эксплуатации, высокой эргономичности.

Выключатель Shell применяется как для замены физически и морально устаревших масляных выключателей, так и при новом строительстве в составе комплектных распределительных устройствах 6-10 кВ с номинальными токами до 2000А и номинальными токами отключения до 31,5 кА.

Вакуумный выключатель ВВ/TEL состоит из коммутационного модуля серии ISM15_Shell_1 или ISM15_Shell_2, а также  блоков управления серий БУ/TEL-12А или БУ/TEL-21.