Реферат: Реконструкция электрической части подстанции 3510 кВ 48П "Петрозаводская птицефабрика"

Министерство образования Российской Федерации

Карельский региональный институт управления, экономики иправа

ПетрГУ при Правительстве Республики Карелия

РЕКОНСТРУКЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ПОДСТАНЦИИ 35/10 кВ 48П «Петрозаводскаяптицефабрика»

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

Выполнил студент

группы ЭП-2

Технический факультет

по специальности: «Энергообеспечение

предприятий»

Легостаев АндрейСергеевич

Научный руководитель

Рыбаков Виктор Иванович

Петрозаводск 2003 год

Реферат

Объектпроектирования

Подстанцияномер 48П «Петрозаводская птицефабрика».

Обоснованиетемы проекта

Сростом нагрузок сельскохозяйственных потребителей (Петрозаводская птицефабрика,кооператив «Кукко») и развитием камне- и деревоперерабатывающих предприятий, атакже в связи с тем, что на Петрозаводской птицефабрике намечаетсястроительство новых и восстановление старых цехов, настоящий проектпредусматривает замену физически и морально устаревшего оборудования (масляныхвыключателей на элегазовые и вакуумные), а также замену трансформаторов маркиТМН-6300/35 на трансформаторы большей мощности для надежного и бесперебойного электроснабженияпотребителей.

Цельработы

Выполнитьпроект реконструкции электрической части подстанции номер 48П «Петрозаводскаяптицефабрика» города Петрозаводска. Для чего необходимо разработать проектмодернизации подстанции в соответствии с заданными условиями. В процессепроектирования, дипломант должен выполнить необходимые расчёты и произвестивыбор оборудования в соответствии с расчётами. В процессе проектированиявыбираются новое оборудование, решаются вопросы организации ремонтных работ,охраны труда, пожарной безопасности и экологии. В экономическом разделепроизводится экономическая сравнительная оценка базового и проектного вариантаобъекта, рассчитывается число обслуживающего персонала, определяютсяэксплуатационные расходы.

Методырешения разрабатываемых вопросов

Впроцессе проектирования используются каталоги на современное отечественноеоборудование, действующие решения и циркуляры. Отправными документами являются «Правилаустройства электроустановок», «Правила технической эксплуатации электрическихстанций и сетей Российской федерации», «Межотраслевые Правила по охране труда(Правила безопасности) при эксплуатации электроустановок», «Правила пожарнойбезопасности на энергетических объектах».

Элементыновизны

—  замена масляныхвыключателей на элегазовые и вакуумные выключатели;

—  замена силовыхтрансформаторов на трансформаторы большей мощности.

содержание

1Анализ существующегооборудования

1.1Краткое описание иназначение объекта

2 Выбор силовогооборудования

2.1 Выбор силовыхтрансформаторов

2.1.1 Расчет мощноститрансформаторов Т-1 и Т-2 с учетом коэффициента перегрузки

2.2 Выбор схемы собственныхнужд подстанции

2.2.1 Выбор комплектнойтрансформаторной подстанции собственных нужд

2.2.1.1 Расчет полноймощности потребителей собственных нужд

2.3 Расчет токовкороткого замыкания

2.3.1 Расчет параметровсхемы замещения

2.3.2 Расчет токакороткого замыкания в точке К1

2.3.3 Определение токакороткого замыкания в точке К1 при включенном секционном выключателе 35 кВ

2.3.4 Расчет токакороткого замыкания в точке К2

2.3.5 Определение токакороткого замыкания в точке К3 при включенном секционном выключателе 10 кВ

2.4 Выбор электрическихаппаратов и токоведущих частей для заданных цепей

2.4.1 Выбор выключателейдля цепей 35 и 10 кВ

2.4.1.1 Выбор выключателейв цепи трансформатора на стороне 35 кВ

2.4.1.2 Выборсекционного выключателя в цепи линий 35 кВ

2.4.1.3 Выборвыключателей в цепи трансформатора на стороне 10 кВ

2.4.1.4 Выбор выключателейв цепи линий 10 кВ

2.4.1.5 Выборсекционного выключателя в цепи линий 10 кВ

2.4.2 Выборразъединителей для цепей 35 кВ

2.4.2.1 Выборразъединителей в цепи линий и секционного выключателя 35 кВ.28

2.4.2.2 Выборразъединителей в цепи трансформатора на стороне 35 кВ

2.4.3 Выбортрансформаторов напряжения для цепей 35 и 10 кВ

2.4.3.1 Выбор трансформаторовнапряжения для цепи 35 кВ

2.4.3.2 Выбор трансформаторовнапряжения для цепи 10 кВ

2.4.3.3 Выборпредохранителей в цепи трансформатора напряжения 10 кВ

2.4.4 Выбор трансформаторовтока для цепей 35 и 10 кВ

2.4.4.1 Выбортрансформаторов тока для цепи выключателя трансформатора 35 кВ

2.4.4.2 Выбортрансформаторов тока для цепи секционного выключателя 35 кВ

2.4.4.3 Выбортрансформаторов тока для цепи выключателя трансформатора 10 кВ

2.4.4.4 Выбортрансформаторов тока для цепи секционного выключателя 10 кВ

2.4.4.5 Выбор трансформаторовтока в цепи линий 10 кВ

2.4.5 Выбор шин насторонах 35 и 10 кВ

2.4.5.1 Выбор шин нанапряжении 35 кВ

2.4.5.2 Выбор шин в цепитрансформатора на стороне 10 кВ

2.4.6 Выбор опорныхизоляторов в цепи трансформатора на стороне 10 кВ

2.4.7 Выбор проходныхизоляторов на стороне 10 кВ

2.5 Выбор родаоперативного тока

2.6 Расчет заземляющегоустройства

3 Основные показателииспользования подстанции

3.1 Определение основныхпоказателей производственной мощности подстанции

3.1.1 Определение установленноймощности подстанции

3.1.2 Определениерабочей мощности подстанции

3.1.3 Определениедлительности времени эксплуатационной готовности подстанции

3.1.4 Расчетпредполагаемого фактического времени работы подстанции

3.1.5 Определениефактической передачи электроэнергии подстанцией за год

3.1.6 Определениекоэффициента экстенсивного использования мощности подстанции

3.1.7 Определениекоэффициента интенсивного использования мощности подстанции

4 Анализ организацииремонта оборудования

4.1 Организация ремонтадействующего оборудования

4.2 Приемо-сдаточные ипрофилактические испытания оборудования

5 Охрана труда и безопасность жизнедеятельностилюдей

5.1 Основные понятия иопределения

5.2 Основные техническиеи организационные мероприятия по безопасному проведению работ в действующихэлектроустановках

6 Охрана окружающей среды

7 Экономический анализобъекта

7.1 Расчет капитальныхзатрат

7.2 Расчет издержек напередачу электроэнергии

7.2.1 Расчет издержек наамортизацию основных фондов

7.2.2 Расчет издержек наремонт и эксплуатацию

7.2.3 Расчет издержек назаработную плату

7.2.4 Расчет прочихиздержек

7.3 Выбор и расчетпоказателей экономической эффективности модернизации подстанции 48 «Петрозаводскаяптицефабрика»

7.3.1 Определениекоэффициента приведения капитальных вложений и ежегодных затрат

7.3.2 Расчет приведенныхзатрат по сравниваемым вариантам передачи электроэнергии

7.4 Расчет условнойгодовой экономии

7.5 Обоснованиеэкономической эффективности нового проекта

Заключение

Списокиспользованных источников

Введение

Особенностиэлектрической энергии предопределили ее роль, как важнейшего рычаганаучно-технической революции во всех отраслях народного хозяйства.

Этуособую энергетическую роль электричество приобрело благодаря таким характернымособенностям, как высокие потребительские свойства, простота преобразования вдругие формы энергии, способность передачи на большие расстояния. Все этосделало электроэнергию удобной для использования в быту, в производственныхтехнологиях, на транспорте, в средствах связи и других сферах. Электричествостало инфраструктурной энергетической категорией, важнейшей формой обеспеченияжизни на Земле.

Эволюциячеловечества на современном этапе его развития возложила на электричество рольключевого преобразованного энергоносителя в удовлетворении энергетическихпотребностей человека.

Какизвестно производительность общественного труда – решающий фактор возникновениянового общественного строя.

Электрическаяэнергия через увеличение электровооруженности труда оказывает решающеезначение, во-первых, на его производительность, во-вторых, на изменениехарактера труда.

Электрифицированныемашины и механизмы не только способствуют росту производительности труда, но иобеспечивают перерастание физического труда в разновидность труда умственного.Электрическая энергия, обладая гибкостью, позволяет настолько автоматизироватьпроцесс производства, чтобы вывести из него человека и превратить его вконтролера за ходом этого процесса.

Набазе электрической энергии созданы и будут создаваться новые процессыпроизводства и материалы, обладающие высокими качествами. алюминий, титан,высококачественная сталь и многие другие материалы, без которых не мыслимтехнический прогресс, созданы с помощью электрической энергии.

Электрификацияпроцессов производства в промышленности, сельском хозяйстве на транспорте и вбыту не только преобразует, механизирует и автоматизирует труд, но и создаетнаиболее комфортные условия.

Электричествов процессах производства относится к наиболее чистым видам энергии, без выбросав атмосферу вредных продуктов. Оно совершенствует процесс производства отзамены привода машин до создания комплекса механизированных систем. Завершающимэтапом, который обеспечит максимальную производительность общественного труда,бедует создание самонастраивающихся и саморегулирующихся кибернетическихпроцессов производства.

Основныенаучные разработки и исследования в сфере энергетики будут направлены наобоснование путей и методов дальнейшей электрификации страны вместе с темпами ипропорциями развития народного хозяйства, дальнейшего развития ЕдинойЭнергетической Системы России, на повышение технического уровня теплоэнергетикии, наконец, снижения негативного воздействия энергетики на окружающую природнуюсреду.

Дляобеспечения нормальной работы электрической системы и всех входящих в нееэлементов требуется строгое соблюдение определенных технических правил, онизаключаются прежде всего в объединении всех генерирующих источников единойэлектрической связью, которая обеспечивает синхронную работу между собойотдельных агрегатов и всех входящих в энергосистему электрических станций.Параллельная работа электростанций на общие электрические сети может бытьобеспечена линиями электропередач, рассчитанными на пропуск необходимыхмощностей. Нарушение этого основного технологического правила может привести красстройству параллельной работы электростанций и как следствие дезорганизацияэлектроснабжения потребителей.

Устойчиваяработа энергосистемы обеспечивается наличием в ней резервов электрическихмощностей. Резерв мощности необходим для того, чтобы покрывать возникающуюдополнительную потребность в электроэнергии и не допускать перегрузкиэнергетических агрегатов.

Обычнов энергосистемах создают два вида резервов: мобильный — для покрытия текущихколебаний нагрузок, которые происходят в течение суток и общий для покрытияизменения сезонной части нагрузок или замещения оборудования, выводимого времонт.

1 Анализ существующего оборудования

1.1Краткое описание и назначение объекта

Подстанция номер 48П «Петрозаводскаяптицефабрика» расположена в Республике Карелия, в городе Петрозаводске инаходится на балансе и в эксплуатации филиала Южно-Карельских электрическихсетей открытого акционерного общества «Карелэнерго».

Наподстанции установлены два трансформатора типа ТМН-6300/35/10. Электроснабжениеподстанции осуществляется по двум воздушным линиям напряжением 35 кВ со стороныподстанции номер 2 «Древлянка» и со стороны подстанции номер 69«Станкозавод». Открытое распределительное устройство 35 кВ выполненопо схеме «Мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепяхтрансформаторов».

Закрытоераспределительное устройство 10 кВ выполнено на десять линейных присоединений,а именно:

Ø на Петрозаводскуюптицефабрику, модульную котельную, кооператив «Кукко», камне- идеревоперерабатывающие предприятия – шесть ячеек;

Ø резерв – четыреячейки.

Подстанцияпредназначена для электроснабжения Петрозаводской птицефабрики, модульнойкотельной муниципального унитарного предприятия «Тепловые сети», кооператива«Кукко» и так далее города Петрозаводска на напряжении 10 кВ.

Сростом нагрузок сельскохозяйственных потребителей (Петрозаводская птицефабрика,кооператив «Кукко») и развитием камне- и деревоперерабатывающих предприятий, атакже в связи с тем, что на Петрозаводской птицефабрике намечаетсястроительство новых и восстановление старых цехов, настоящий проектпредусматривает замену физически и морально устаревшего оборудования (масляныхвыключателей на элегазовые и вакуумные), а также замену трансформаторов маркиТМН-6300/35 на трансформаторы большей мощности для надежного и бесперебойногоэлектроснабжения потребителей.

 Взоне электроснабжения расположены потребители I (Петрозаводская птицефабрика), II (модульная котельная муниципального унитарного предприятия«Тепловые сети») и III категорий понадежности электроснабжения.

2 выбор силового оборудования

2.1Выбор силовых трансформаторов

Всоответствии с планами перспективного развития Петрозаводской птицефабрикинамечается строительство новых цехов. Указанный потребитель относится к I категории по надежностиэлектроснабжения.

Подсчетнагрузок произведен согласно графиков летнего и зимнего максимумов,произведенных за расчетный период.

Нагрузкипрочих потребителей определены по заявкам организаций, с учетом существующихнагрузок и планов развития.

Зарасчетный период принято 5 лет от года предполагаемой модернизации.

Результатыподсчета нагрузок на расчетный период приведены в таблице 2.1.

Таблица2.1 – Расчетные нагрузки для подстанции 48П «Петрозаводская птицефабрика» напланируемый период

Наименование потребителей Расчетная нагрузка на шинах 0,4 кВ ТП-10/0,4 кВ, кВА

Коэффициент одновременности, К0[3]

Расчетная нагрузка на шинах 10 кВ подстанции 35/10 кВ, кВА Петрозаводская птицефабрика 5000 0,7 3500 Новые цеха 3000 0,8 2400 Модульная котельная 900 0,8 720 Камне- и деревоперерабатывающие предприятия 4000 0,8 3200 Кооператив «Кукко» 1500 0,8 1200 Прочие 4580 0,65 2980 Итого 14000

Силовыетрансформаторы выбираются по справочнику, исходя из мощности потребителей иклассов требуемых напряжений. Для определения полной мощности потребителя (S) необходимо знать их активную (P) и реактивную (Q) мощности. Согласно исходных данныхполная мощность потребителей, питающихся от сети 10 кВ равна 14 МВА.

2.1.1Расчет мощности трансформаторов Т-1 и Т-2 с учетом коэффициента перегрузки

Мощностьтрансформаторов определяется по формуле:

/>                                                                                        (2.1)

гдеSТ – мощность трансформатора, кВА;

S –полная мощность потребителей, кВА, принимается S = 14000 кВА;

КП– коэффициент перегрузки трансформатора (К = 1,4)

/>

Изсправочника выбирается два трансформатора типа ТД-10000/35/10 с автоматическимрегулированием напряжения под нагрузкой [3].

Характеристикитрансформатора приводятся в таблице 2.2.

Таблица2.2 – Характеристики трансформатора ТД-10000/35/10

Тип трансформатора

Uном, кВ

ΔP, кВт

Uк

Iхх

ВН НН

ΔPх

ΔPк

% % ТД-10000/35/10 38,5 10,5 14,5 65 7,5 0,8

2.2Выбор схемы собственных нужд подстанции

Приемникисобственных нужд подстанций по степени ответственности делятся на 3 группы:

1группа – приемники, отключение которых приводит к нарушению нормального режимаэксплуатации, к частичному или полному отключению или к авариям с повреждениемосновного оборудования. Для питания электроприемников первой категориинеобходимо иметь два источника питания с автоматическим включением резерва.

2группа – приемники, отключение которых допустимо на 20-40 минут для подстанцийс дежурным персоналом или до приезда обслуживающего персонала, если дежурногона подстанции нет. Восстановление питания у приемников этой группыосуществляется вручную.

3группа – приемники, отключение которых допустимо на более длительное время.

Порежиму включения в работу электроприемники собственных нужд подстанцийразделяются (рисунок 2.1):

Ø постоянновключенные в сеть (в том числе цепи управления и релейной защиты);

Ø включенныепериодически (в зависимости от температуры наружного воздуха);

Ø включенные вовремя ремонтов.

/>

1. Обогрев приводоввыключателей трансформатора и секционного выключателя 35 кВ.

2. Освещениеоткрытого распределительного устройства 35 кВ.

3. Освещение,обогрев закрытого распределительного устройства 10 кВ.

4. Освещение,обогрев монтерского пункта.

5. Подзарядно-зарядныйагрегат.

6. Подогрев шкафовэлектромагнитных приводов, шкафов зажимов.

7. Обдув Т-1.

8. Обдув Т-2.

Рисунок2.1 – Схема собственных нужд подстанции номер 48П «Петрозаводская птицефабрика»

2.2.1Выбор комплектной трансформаторной подстанции собственных нужд

Выборкомплектной трансформаторной подстанции заключается в выборе трансформатора насобственные нужды.

Трансформаторсобственных нужд выбирается исходя из нагрузки потребителей собственных нужд.

Нагрузкипотребителей собственных нужд подстанции номер 48П «Петрозаводскаяптицефабрика» приведены в таблице 2.3.

Таблица2.3 – Нагрузки потребителей собственных нужд подстанции

Вид потребителей Установленная мощность Cos φ tg φ Нагрузка Единицы кВт × количество Всего, кВт P, кВт Q, кВr Подогрев шкафов зажимов, шкафов электромагнитных приводов. 0,6 × 3 1,8 1 1,8 - Отопление и освещение ЗРУ-10 кВ. - 14 1 14 - Отопление и освещение монтерского пункта - 3 1 3 - Подзарядно-зарядный агрегат ВАЗП. 2 × 15 30 1 30 - Охлаждение трансформатора ТД-10000 1,5 х 2 3 0,85 0,62 2,6 1,9 ИТОГО: 51,4 1,9

2.2.1.1Расчет полной мощности потребителей собственных нужд

Полнаямощность потребителей собственных нужд определяется по формуле:

/>                                                                           (2.2)

гдеS – полная мощность потребителейсобственных нужд, кВА;

КС — коэффициент спроса, принимается равным 0,8 [3];

P- активная нагрузка потребителей собственных нужд, кВт;

Q- реактивная нагрузка потребителей собственных нужд, кВr.

/>

Покаталогу выбирается комплектная трансформаторная подстанция с трансформатороммощностью 63 кВА.

Оборудованиетрансформаторной подстанции типа КТП-63-81:

Ø трансформатортипа ТМ-63/10;

Ø разъединительтипа РЛНД-10/20;

Ø предохранителитипа ПКТ-10.

Наподстанции устанавливаются две трансформаторные подстанции выбранного типа.

2.3Расчет токов короткого замыкания

Расчеттоков короткого замыкания производится с целью (рисунок 2.2):

Ø выбораэлектрического оборудования;

Ø выбора и расчетаустройств релейной защиты и некоторых видов автоматики.

/>

Рисунок2.2 – а) Расчетная схема; б) Схема замещения.

Параметрыоборудования и эквиваленты системы:

Ø система: сопротивлениесистемы X1=X2=15,59 Ом, мощность системы SC принимается раной ∞.

Ø линии передач:Л-60П провод марки АС–95 X0=0,391 Ом/км, r0=0,33 Ом/км,протяженность линии L1= 1,89 км; Л-65П провод марки АС–120 X0=0,361Ом/км, r0=0,27 Ом/км, протяженность линии L2= 6 км.

Ø подстанция:трансформаторы Т-1 и Т-2 типа ТД-10000/35/10, UК = 7,5 %

2.3.1Расчет параметров схемы замещения

Сопротивлениелинии определяется по формуле:

/>                                                                           (2.3)

гдеXл – сопротивление линии, Ом;

r0– активное сопротивление линии,Ом/км;

x0– индуктивное сопротивление линии,Ом/км;

L –протяженность линии, км.

/>

/>

Сопротивлениедвухобмоточного трансформатора рассчитывается по формуле:

/>                                                                                  (2.4)

гдеXТ – сопротивление двухобмоточного трансформатора, Ом;

UК — напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

UВН– номинальное напряжение обмотки высокого напряжения, кВ;

SН – номинальная мощностьтрансформатора, МВА.

/>

2.3.2Расчет тока короткого замыкания в точке К1

Трехфазныйток короткого замыкания рассчитывается по формуле:

/>                                                                                       (2.5)

гдеI′′(3) – трехфазный ток короткогозамыкания, кА;

ЕС– ЭДС системы, кВ;

XЭ– эквивалентное сопротивление, Ом.

ЭДСсистемы рассчитывается по формуле:

/>                                                                                 (2.6)

/>

Дляопределения эквивалентного сопротивления необходимо последовательно сложитьсопротивления X1 и X3; X2 и X4, азатем параллельно.

/>

/>

Полученныерезультаты ЕС и XЭ подставляются в формулу (2.5):

/>

Определениеударного тока короткого замыкания в точке К1 производится поформуле:

/>                                                                            (2.7)

гдеКУ — ударный коэффициент, принимается равный 1,61.

/>

2.3.3Определение тока короткого замыкания при включенном секционном выключателе 35кВ

Полученныерезультаты складываются параллельно:

/>

Токкороткого замыкания в максимальном режиме определяется по формуле (2.5):

/>

Ударныйток короткого замыкания в точке К1 в максимальном режимеопределяется по формуле (2.6):

/>

Врезультате преобразования схема приобретает вид (рисунок 2.3):

/>

Рисунок2.3 – Схема замещения.

2.3.4Расчет тока короткого замыкания в точке К2

Длярасчета тока короткого замыкания в точке К2 необходимопоследовательно сложить сопротивления Х7 и Х5:

/>

Полученныерезультаты ЕС и X10 подставляются в формулу (3.5):

/>

Истинноезначение тока короткого замыкания в точке К2 определяетсяприведением его к напряжению 10 кВ по формуле:

/>                                                                               (2.8)

/>

Определениеударного тока короткого замыкания в точке К2 производится по формуле(2.7), ударный коэффициент КУ принимается равным 1,8 для системысвязанной со сборными шинами 10 кВ через трансформатор единичной мощности:

/>

2.3.5Определение тока короткого замыкания в точке К2 при включенномсекционном выключателе 10 кВ

Полученныезначения Х8 и Х6 складываются последовательно:

/>

Параллельноскладываются Х10 и Х11:

/>

Токкороткого замыкания в максимальном режиме для точки К2 определяетсяпо формуле (2.5):

/>

Истинноезначение тока короткого замыкания определяется приведением его к напряжению 10кВ по формуле (2.8):

/>

Ударныйток короткого замыкания в максимальном режиме для точки К2 определяетсяпо формуле (2.8):

/>

Этапыпреобразования схемы замещения приведены на рисунке 2.4.

/>

/>

Рисунок2.4 – Этапы преобразования схемы замещения

Полученныерезультаты токов трехфазного короткого замыкания в точках К1, К2приведены в таблице 2.4.

Таблица2.4 – Расчетные токи трехфазного короткого замыкания.

Место короткого замыкания Трехфазное минимальное короткое замыкание Трехфазное максимальное короткое замыкание

I″(3), кА

ίУ(3), кА

I″(3), кА

ίУ(3), кА

Точка К1

1,52 3,45 2,9 6,6

Точка К2

4,12 10,46 7,2 18,3

2.4Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей

2.4.1Выбор выключателей для цепей 35 и 10 кВ

Наподстанции номер 48П «Петрозаводская птицефабрика» установлены масляныевыключатели, которые физически и морально устарели, из-за чего требуют болеечастых ремонтов и больших затрат на капитальный ремонт.

Выключателиявляются основными коммутационными аппаратами и служат для отключения ивключения цепей в различных режимах работы. Наиболее ответственной операциейявляется отключение токов короткого замыкания и включение при срабатыванииавтоматического повторного включения или ручного опробования оперативным персоналомна существующее короткое замыкание.

Выборвыключателей производится по следующим параметрам:

Ø по напряжениюустановки – Uуст ≤ Uн;

Ø по длительномутоку – Iраб.max ≤Iн;

Ø проверка наэлектродинамическую прочность I″ ≤ Iдин; ίУ ≤ ίдин;

Ø на термическуюстойкость – ВК = IТ2 · tТ;

/>                                                                                       (2.9)

гдеВК — тепловой импульс, кА2· с;

IТ — ток термической стойкости аппарата, кА;

tТ — время термической стойкости, с.

Тепловойимпульс определяется по формуле:

/>                                                                          (2.10)

гдеtотк — время отключения короткого замыкания, с

ТА — постоянная времени цепи короткого замыкания, с.

Времяотключения короткого замыкания определяется по формуле:

/>                                                                                               (2.11)

гдеtз – время действия релейной защиты, с, принимается равным 0,3;

tв– полное время отключения выключателя, с.

2.4.1.1Выбор выключателя в цепи трансформатора на стороне напряжения 35 кВ

Определениемаксимального тока в цепи трансформатора производится по формуле:

/>                                                                         (2.12)

гдеIТmax – максимального тока в цепитрансформатора, А;

SТ– мощность трансформатора, кВА;

UН– номинальное напряжение, кВ;

КТ– коэффициент перегрузки трансформатора.

/>

Покаталогу выбирается выключатель типа ВГБЭ-35-12,5/630 УХЛ1[3].

Техническиехарактеристики выключателя:

Ø номинальноенапряжение: Uн = 35 кВ;

Ø номинальный ток:Iн = 630 А;

Ø токэлектродинамической устойчивости: Iдин = 12,5 кА, ίдин=32 кА;

Ø термическаястойкость 468,75 кА2·с;

Ø полное времяотключения 0,065 с.

Определениевремени отключения короткого замыкания производится по формуле (2.11):

/>

Тепловойимпульс определяется по формуле (2.10):

Значениетока короткого замыкания берется из таблицы 2.4, ТА принимаетсяравной 0,02 с.

/>

Расчетныеданные и характеристики выключателя сводятся в таблицу 2.5:

Таблица2.5 – Выбор выключателя в цепи трансформатора на стороне 35 кВ.

УСЛОВИЯ ВЫБОРА РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ ТИПА: ВГБЭ-35-12,5/630 УХЛ1

Uуст ≤ Uн

Uуст = 35 кВ

Uн = 35 кВ

Iраб.max ≤ Iн

Iраб.max = 231,2 А

Iн = 630 А

I″ ≤ Iдин

I″ = 2,9 кА

ίдин = 12,5 кА

ίУ ≤ ίдин

ίУ = 6,6 кА

ίдин = 32 кА

ВК ≤ IТ2 · tТ

ВК = 3,24 кА2 · с

ВК = 468,75 кА2 · с

2.4.1.2Выбор секционного выключателя в цепи линий на стороне напряжения 35 кВ.

Покаталогу выбирается секционный выключатель такого же типа, как и в подпункте2.4.1.1

Определениетеплового импульса:

Значениетока короткого замыкания берется из таблицы 2.4.

/>

Расчетныеданные и характеристики выключателя сводятся в таблицу 2.6:

Таблица2.6 – Выбор секционного выключателя на стороне 35 кВ.

УСЛОВИЯ ВЫБОРА РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ ТИПА: ВГБЭ-35-12,5/630 УХЛ1

Uуст ≤ Uн

Uуст = 35 кВ

Uн = 35 кВ

Iраб.max ≤ Iн

Iраб.max = 231,2 А

Iн = 630 А

I″ ≤ Iдин

I″ = 2,9 кА

ίдин = 12,5 кА

ίУ ≤ ίдин

ίУ = 6,6 кА

ίдин = 32 кА

ВК ≤ IТ2 · tТ

ВК = 3,24 кА2 · с

ВК = 468,75 кА2 · с

2.4.1.3Выбор выключателей в цепи трансформатора на стороне 10 кВ

Определениемаксимального тока в цепи трансформатора производится по формуле (2.12):

/>

Покаталогу выбирается выключатель типа ВВ/TEL-10-20/1000 УХЛ4.

Техническиехарактеристики выключателя:

Ø номинальноенапряжение: Uн = 10 кВ;

Ø номинальный ток:Iн = 1000 А;

Ø токэлектродинамической устойчивости: Iдин = 20 кА, ίдин=52 кА;

Ø термическаястойкость 1200 кА2·с;

Ø полное времяотключения 0,05 с.

Определениевремени отключения короткого замыкания производится по формуле (2.11):

/>

Определениетеплового импульса производится по формуле (2.10), значение тока короткогозамыкания (I″) в максимальном режиме берется из таблицы 2.4, а значение ТАпринимается 0,045 [2].

/>

Расчетныеданные и характеристики выключателя сводятся в таблицу 2.7:

Таблица2.7 – Выбор выключателя в цепи трансформатора на стороне 10 кВ.

УСЛОВИЯ ВЫБОРА РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ ТИПА: ВВ/TEL-10-20/1000 УХЛ4

Uуст ≤ Uн

Uуст = 10 кВ

Uн = 10 кВ

Iраб.max ≤ Iн

Iраб.max = 809,2 А

Iн = 1000 А

I″ ≤ Iдин

I″ = 7,2 кА

Iдин = 20 кА

ίУ ≤ ίдин

ίУ = 18,3 кА

ίдин = 52 кА

ВК ≤ IТ2 · tТ

ВК = 6,7 кА2 · с

ВК = 1200 кА2 · с

2.4.1.4Выбор выключателей в цепи линий 10 кВ

Определениемаксимального тока в цепи линии производится по формуле:

/>                                                                        (2.13)

гдеImax – максимальный ток в цепи линии, А;

Pmax – мощность одной линии 10 кВ, МВА, равна 2,3 МВА;

/>

Покаталогу выбирается выключатель то типа ВВ/TEL-10-20/630 УХЛ4

Техническиехарактеристики выключателя:

Ø номинальноенапряжение: Uн = 10 кВ;

Ø номинальный ток:Iн= 630 А;

Ø токэлектродинамической устойчивости: Iдин = 20 кА, ίдин=52 кА;

Ø термическаястойкость 1200 кА2·с;

Ø полное времяотключения 0,05 с.

Определениетеплового импульса производится по формуле (2.10), значение тока короткогозамыкания (I″) в максимальном режиме берется из таблицы 2.4, а значение ТАпринимается 0,045 [2].

/>

Расчетныеданные и характеристики выключателя сводятся в таблицу 2.8:

Таблица2.8 – Выбор выключателей в цепи линий 10 кВ.

УСЛОВИЯ ВЫБОРА РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ ТИПА: ВВ/TEL-10-20/630 УХЛ4

Uуст ≤ Uн

Uуст = 10 кВ

Uн = 10 кВ

Iраб.max ≤ Iн

Iраб.max = 166,2 А

Iн = 630 А

I″ ≤ Iдин

I″ = 7,2 кА

Iдин = 20 кА

ίУ ≤ ίдин

ίУ = 18,3 кА

ίдин = 52 кА

ВК ≤ IТ2 · tТ

ВК = 20,8 кА2 · с

ВК = 1200 кА2 · с

2.4.1.5Выбор секционного выключателя в цепи линий 10 кВ

Определениемаксимального тока для двух секций работающих параллельно производится поформуле (2.13):

/>

Покаталогу выбирается выключатель того же типа, как и в подпункте 2.4.1.4.

Определениетеплового импульса производится по формуле (2.10), а значение тока короткогозамыкания (I″) в максимальном режиме берется из таблицы 2.4.

/>

Расчетныеданные и характеристики выключателя сводятся в таблицу 2.9:

Таблица2.9 – Выбор секционного выключателя в цепи линий 10 кВ.

УСЛОВИЯ ВЫБОРА РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ ТИПА:  ВВ/TEL-10-20/630 УХЛ4

Uуст ≤ Uн

Uуст = 10 кВ

Uн = 10 кВ

Iраб.max ≤ Iн

Iраб.max = 166,2 А

Iн = 630 А

I″ ≤ Iдин

I″ = 7,2 кА

Iдин = 20 кА

ίУ ≤ ίдин

ίУ = 18,3 кА

ίдин = 52 кА

ВК ≤ IТ2 · tТ

ВК = 20,8 кА2 · с

ВК = 1200 кА2 · с

2.4.2Выбор разъединителей для цепи 35 кВ

Разъединителипредназначены для отключения и включения цепей без тока и для создания видимогоразрыва цепи в воздухе.

Выборразъединителей производится по следующим параметрам:

Ø по напряжениюустановки – Uуст ≤ Uн;

Ø по длительномутоку – Iраб.max ≤Iн;

Ø проверка наэлектродинамическую прочность — ίУ ≤ ίдин;

Ø на термическуюстойкость – ВК ≤ IТ2 · tТ.

2.4.2.1Выбор разъединителей в цепи линий и секционного выключателя на стороне 35 кВ

Используяданные, рассчитанные в пункте 2.4.1.2 пояснительной записки, по каталогувыбирается разъединитель типа РНД(З)-35/1000 У1 с приводом типа ПР-У1.

Расчетныеданные и характеристики разъединителя приводятся в таблице 2.10:

Таблица2.10 – Выбор разъединителей в цепи линий и секционного выключателя на стороне35 кВ.

УСЛОВИЯ ВЫБОРА РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ  РАЗЪЕДИНИТЕЛЯ ТИПА: РНД(З)-35/1000 У1

Uуст ≤ Uн

UУСТ = 35 кВ

Uн= 35 кВ

Iраб.max ≤ Iн

Iраб.max = 231,2 А

Iн = 1000 А

ίУ ≤ ίдин

ίУ = 6,6 кА

Ίдин = 63 кА

ВК ≤ IТ2 · tТ

ВК = 3,24 кА2 · с

ВК = 2500 кА2 · с

2.4.2.2Выбор разъединителей в цепи трансформатора на стороне 35 кВ

Используяданные, рассчитанные в пункте 2.4.1.1 пояснительной записки, по каталогувыбирается разъединитель типа РНД(З)-2-35/1000 У1 с приводом типа ПР-У1.

Расчетныеданные и характеристики разъединителя приводятся в таблице 2.11:

Таблица2.11 – Выбор разъединителя в цепи трансформатора на стороне 35 кВ.

УСЛОВИЯ ВЫБОРА РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ  РАЗЪЕДИНИТЕЛЯ ТИПА: РНД(З)-2-35/1000 У1

UУСТ ≤ UН

UУСТ = 35 кВ

UН = 35 кВ

IРАБ.МАХ ≤ IН

IРАБ.МАХ = 231,2 А

IН = 1000 А

ίУ ≤ ίДИН

ίУ = 3,45 кА

ίДИН = 63 кА

ВК ≤ IТ2 · tТ

ВК = 0,88 кА2 · с

ВК = 2500 кА2 · с

2.4.3Выбор трансформаторов напряжения для цепи 35 и 10 кВ

Трансформаторынапряжения выбираются по следующим условиям:

Ø по напряжениюустановки – UУСТ ≤ UН;

Ø по вторичнойнагрузке трансформаторов напряжения – S2 ∑ ≤SH.

Вторичнаянагрузка трансформаторов напряжения приведена в таблице 2.12.

Таблица2.12 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения.

Наименование и тип приборов Потребляемая мощность одной катушки Число катушек Cosφ Sinφ Число приборов Общая потребляемая мощность Р, Вт Q, Вr Вольтметр Э-335 2 ВА 1 1 1 2 - Ваттметр Д-335 1,5 ВА 2 1 1 3 - Счетчик активной энергии И-680 2 Вт 2 0,38 0,925 1 4 9,7 Счетчик реактивной энергии И-676 3 Вт 2 0,38 0,925 1 6 14,7 Автоматизированная система учета 3 Вт - 0,38 0,925 1 6 14,7 ИТОГО 21 39,1

Полнаявторичная нагрузка всех измерительных приборов на трансформатор напряжениярассчитывается по формуле:

/>                                                                                  (2.14)

/>

2.4.3.1Выбор трансформаторов напряжения для цепи 35 кВ

Пользуясьтаблицей 2.12 пояснительной записки и полной нагрузкой на трансформаторнапряжения рассчитанной в пункте 2.4.3, по каталогу выбирается трансформаторнапряжения типа 3НОМ-35-65 У1.

Выбортрансформатора напряжения для цепи 35 кВ приведен в таблице 2.13.

Таблица2.13 – Выбор трансформатора напряжения в цепи 35 кВ.

УСЛОВИЯ ВЫБОРА РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ

ТРАНСФОРМАТОР НАПРЯЖЕНИЯ ТИПА:

3НОМ-35-65 У1

UУСТ ≤ UН

UУСТ = 35 кВ

UН = 35 кВ

S2 ∑ ≤ SH

S2 ∑ = 44,4 А

SH = 150 ВА в классе 0,5

2.4.3.2Выбор трансформаторов напряжения для цепи 10 кВ

Пользуясьтаблицей 2.12 пояснительной записки и полной нагрузкой на трансформаторнапряжения рассчитанной в пункте 2.4.3, по каталогу выбирается По каталогувыбирается трансформатор напряжения типа НТМИ-10-66У3.

Выбортрансформатора напряжения приведен в таблице 2.14.

Таблица2.14 – Выбор трансформатора напряжения в цепи 10 кВ.

УСЛОВИЯ ВЫБОРА РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ

ТРАНСФОРМАТОР НАПРЯЖЕНИЯ ТИПА:

НТМИ-10-66 У3

UУСТ ≤ UН

UУСТ = 10 кВ

UН = 10 кВ

S2 ∑ ≤ SH

S2 ∑ = 44,4 ВА

SH = 120 ВА в классе 0,5

2.4.3.3Выбор предохранителей в цепи трансформаторов напряжения 10 кВ

Условиявыбора предохранителей в цепи трансформатора напряжения 10 кВ:

Ø по напряжениюустановки — UУСТ ≤ UН;

Ø по мощностикороткого замыкания – SКЗ ≤ Sотк.пр. ,

гдеSКЗ – мощность короткого замыкания нашинах 10 кВ, кВА;

Sотк.пр. – предельная мощность отключенияпредохранителей, кВА.

Мощностькороткого замыкания на шинах 10 кВ определяется по формуле:

/>                                                                              (2.15)

/>

Длязащиты трансформаторов напряжения от короткого замыкания со стороны высокогонапряжения устанавливаются плавкие предохранители типа ПКТН-10, этотпредохранитель обладает предельной мощностью отключения (Sотк.пр.) 1000 кВА.

SКЗ = 124,6 кВА < Sотк.пр.= 1000 кВА

Вывод:Выбранный тип предохранителя выдерживает мощность короткого замыкания, т.к.мощность короткого замыкания меньше мощности отключения предохранителя.

2.4.4Выбор трансформаторов тока для цепи 35 и 10 кВ

Трансформаторытока выбираются по следующим условиям:

Ø по напряжениюустановки – UУСТ ≤ UН;

Ø по длительномутоку – IМАХ ≤ IН;

Ø на термическуюстойкость — ВК ≤ IТ2 · tТ.

2.4.4.1Выбор трансформаторов тока для цепи выключателя трансформатора 35 кВ

Покаталогу выбирается трансформатор тока типа ТФЗМ-35М-У1, номинальный ток (IН)которого равен 300 А.

Расчетныеданные и характеристики трансформатора тока приводятся в таблице 2.15:

Таблица2.15 – Выбор трансформатора тока в цепи выключателя трансформатора 35 кВ.

УСЛОВИЯ ВЫБОРА РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ

ТРАНСФОРМАТОР ТОКА ТИПА:

ТФЗМ-35М-У1

UУСТ ≤ UН

UУСТ = 35 кВ

UН = 35 кВ

IМАХ ≤ IН

IМАХ = 231,2 А

IН = 300 А

ВК ≤ IТ2 · tТ

ВК = 3,24 кА2 · с

ВК = 403,7 кА2 · с

2.4.4.2Выбор трансформаторов тока для цепи секционного выключателя 35 кВ

Покаталогу выбирается трансформатор тока типа ТФЗМ-35М-У1, номинальный ток (IН)которого равен 300 А.

Расчетныеданные и характеристики трансформатора тока приводятся в таблице 2.16:

Таблица2.16 – Выбор трансформатора тока в цепи секционного выключателя 35 кВ.

УСЛОВИЯ ВЫБОРА РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ

ТРАНСФОРМАТОР ТОКА ТИПА:

ТФЗМ-35М-У1

UУСТ ≤ UН

UУСТ = 35 кВ

UН = 35 кВ

IМАХ ≤ IН

IМАХ = 231,2 А

IН = 300 А

ВК ≤ IТ2 · tТ

ВК = 3,24 кА2 · с

ВК = 403,7 кА2 · с

2.4.4.3Выбор трансформаторов тока для цепи выключателя трансформатора 10 кВ

Покаталогу выбирается трансформатор тока типа ТПК-10, номинальный ток (IН)которого равен 300 А.

Расчетныеданные и характеристики трансформатора тока приводятся в таблице 2.17:

Таблица2.17 – Выбор трансформатора тока в цепи выключателя трансформатора 10 кВ.

УСЛОВИЯ ВЫБОРА РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ

ТРАНСФОРМАТОР ТОКА ТИПА:

ТПК-10

UУСТ ≤ UН

UУСТ = 10 кВ

UН = 10 кВ

IМАХ ≤ IН

IМАХ = 231,2 А

IН = 300 А

ВК ≤ IТ2 · tТ

ВК = 6,7 кА2 · с

ВК = 2976,75 кА2 · с

2.4.4.4Выбор трансформаторов тока для цепи секционного выключателя 10 кВ

Покаталогу выбирается трансформатор тока типа ТПК-10, номинальный ток (IН)которого равен 600 А.

Расчетныеданные и характеристики трансформатора тока приводятся в таблице 2.18:

Таблица2.18 – Выбор трансформатора тока в цепи секционного выключателя 10 кВ.

УСЛОВИЯ ВЫБОРА РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ

ТРАНСФОРМАТОР ТОКА ТИПА:

ТПК-10

UУСТ ≤ UН

UУСТ = 10 кВ

UН = 10 кВ

IМАХ ≤ IН

IМАХ = 541,9 А

IН = 600 А

ВК ≤ IТ2 · tТ

ВК = 20,5 кА2 · с

ВК = 2976,75 кА2 · с

2.4.4.5Выбор трансформаторов тока в цепи выключателей линии 10 кВ

Определениедлительно допустимого тока производится по формуле (2.13):

/>

Покаталогу выбирается трансформатор тока типа ТПК-10, номинальный ток (IН)которого равен 200 А.

Расчетныеданные и характеристики трансформатора тока приводятся в таблице 2.19:

Таблица2.19 – Выбор трансформатора тока в цепи выключателей линии 10 кВ.

УСЛОВИЯ ВЫБОРА РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ

ТРАНСФОРМАТОР ТОКА ТИПА:

ТПК-10

UУСТ ≤ UН

UУСТ = 10 кВ

UН = 10 кВ

IМАХ ≤ IН

IМАХ = 166,2 А

IН = 200 А

ВК ≤ IТ2 · tТ

ВК = 6,7 кА2 · с

ВК = 7,29 кА2 · с

3.4.5Выбор шин на сторонах 35 и 10 кВ

3.4.5.1Выбор шин на стороне 35 кВ

Выборгибких шин производится по следующим параметрам:

Ø проверка поэкономической плотности тока;

Ø проверка подлительно допустимому току;

Ø проверка гибкихшин на схлестывание;

Ø проверка натермическое действие тока короткого замыкания;

Ø проверка поусловиям коронирования.

СогласноПравил устройства электроустановок, проверка шин по экономической плотноститока в пределах распределительного устройства не производится.

Расчетдлительно допустимого тока на стороне 35 кВ производился в пункте 2.4.1.1пояснительной записки, и он равен Imax = 231,2 А.

Принимаетсяпровод марки АС-70, допустимый ток которого Iдоп= 265 А, расчетный диаметр d= 11,4 мм.

Проверкашин на схлестывание не производится т.к. I″ = 2,9 кА < I″ = 50 кА (по условию Правил устройстваэлектроустановок, п. 1.4).

СогласноПравил устройства электроустановок (п. 1.4) проверка шин на термическоедействие тока короткого замыкания не производится, т.к. шины выполнены голымипроводами на открытом воздухе.

Проверкашин по условиям коронирования производится по условию:

/>                                                                              (2.16)

гдеЕ – рабочая напряженность электрического поля, кВ/см;

Е0– начальная напряженность электрического поля, кВ/см.

Рабочаянапряженность электрического поля определяется по формуле:

/>                                                                              (2.17)

гдеUЛ – линейное напряжение, кВ;

DСР – среднегеометрическое расстояниемежду проводами, см, принимается равным 100 см;

r0– радиус провода, см.

Определениелинейного напряжения производится по формуле:

/>                                                                              (2.18)

гдеUф – фазное напряжение, кВ.

/>

Определениерадиуса провода производится по формуле:

/>                                                                                            (2.19)

гдеr0– радиус провода, см;

d –диаметр провода, см.

/>

Полученныезначения подставляются в формулу (2.17):

/>

Начальнаянапряженность электрического поля определяется по формуле:

/>                                                                    (2.20)

гдеm – коэффициент, учитывающийшероховатость поверхности провода, принимается для многопроволочных проводовравным 0,82[3].

/>

Полученныерезультаты Е и Е0подставляются в неравенство (2.16):

/>

/>

Вывод:выбранная марка провода по условиям короны подходит.

2.4.5.2Выбор шин в цепи трансформатора на стороне 10 кВ

СогласноПравил устройства электроустановок, п. 1.3.28 сборные шины и ошиновки впределах распределительного устройства по экономической плотности тока непроверяются, поэтому выбор производится по допустимому току, рассчитанному впункте 2.4.1.3 пояснительной записки и равен 809,2 А.

Покаталогу принимаются шины прямоугольного сечения (60×6) мм, допустимыйток (IДОП) которых равен 870 А, сечение 360 мм2.

Минимальноесечение шин по условию термической стойкости определяется по формуле:

/>                                                                                      (2.21)

гдеqmin<sub/>– минимальное сечение шин, мм2;

С– коэффициент для алюминия, равный 91.

/>

чтоменьше принятого сечения 360 мм2, следовательно шины термическистойки.

Проверкашин на механическую прочность:

Наибольшееудельное усилие при трехфазном коротком замыкании определяется по формуле:

/>                                                                           (2.22)

гдеf(3) – наибольшее удельное усилие притрехфазном коротком замыкании, Н/м;

а– наименьшее расстояние между фазами, м, принимается для напряжения 10 кВравным 0,22 м.

/>

Определениенапряжения в материале при воздействии на него изгибающего момента производитсяпо формуле:

/>                                                                                       (2.23)

гдеσрасч – напряжение в материале при воздействии на негоизгибающего момента, МПА;

М– изгибающий момент, Н×м;

W –момент сопротивления шины, см3.

Определениеизгибающего момента производится по формуле:

/>                                                                                   (2.24)

гдеℓ — пролет между изоляторами, м.

Пролетмежду изоляторами определяется при условии, что частота собственных колебанийбудет больше 200 Гц и рассчитывается по формуле:

/>                                                                                   (2.25)

гдеτ – момент инерции, см4;

S –площадь поперечного сечения шины, см2.

Моментинерции определяется по формуле:

/>                                                                                        (2.26)

гдеτ – момент инерции, см4;

b –высота шины, мм;

h –ширина шины, мм.

/>

Полученноезначение момента инерции подставляется в формулу (2.25):

/>

/>

Полученноезначение пролета между изоляторами подставляется в формулу (2.24):

/>

Моментсопротивления шины определяется по формуле:

/>                                                                                        (2.27)

/>

Значенияпролета между изоляторами и момент инерции шины подставляются в формулу (2.23):

/>

Дляалюминия марки АДО допустимое напряжение в материале σдоп = 40МПа.

/>

Вывод:т.к. расчетное напряжение в материале меньше допустимого значит, шинымеханически прочны.

2.4.6Выбор опорных изоляторов в цепи трансформатора на стороне 10 кВ

Условиявыбора опорных изоляторов:

Ø по напряжениюустановки – UУСТ ≤ UН;

Ø по разрушающемуусилию – FРАСЧ < FДОП.

Расчетнаяразрушающая сила определяется по формуле:

/>                                                                      (2.28)

гдеFрасч – расчетная разрушающая сила, Н.

/>

Допустимаяразрушающая сила определяется по формуле:

/>                                                                               (2.29)

гдеFдоп – допустимая разрушающая сила, Н.

Fразр – разрушающая сила, Н

Покаталогу выбирается опорный изолятор типа ОНС-10-2000 У3, Fразр = 2000 Н.

/>

/>

Вывод:опорный изолятор выбранного типа механически прочен.

2.4.7Выбор проходных изоляторов на стороне 10 кВ

Условиявыбора опорных изоляторов:

Ø по напряжениюустановки – UУСТ ≤ UН;

Ø по длительномутоку — IМАХ ≤ IН;

Ø по разрушающемуусилию – FРАСЧ < FДОП.

Расчетнаяразрушающая сила проходного изолятора определяется по формуле:

/>                                                                                      (2.30)

/>

Покаталогу выбирается проходной изолятор типа ИП-10/630-750 IIУ, FРАЗР = 750 Н

Определениедопустимой разрушающей силы производится по формуле (2.29):

/>

/>

Вывод:выбранный тип проходного изолятора механически прочен, т.к. расчетнаяразрушающая сила меньше допустимой.

2.5 Выбор рода оперативного тока

Привыборе рода оперативного тока необходимо учитывать два фактора:

Ø схему подстанции;

Ø релейную защиту иавтоматику подстанции.

Внастоящее время применяются следующие виды оперативного тока:

Ø постоянный;

Ø выпрямленный;

Ø переменный.

Применениепостоянного оперативного тока, требующее установки дорогостоящих аккумуляторныхбатарей, увеличивает стоимость сооружения, эксплуатационные расходы, вызываетнеобходимость сооружения разветвленной сети. Но в связи с тем, что на стороне10 кВ имеется потребитель Iкатегории (Петрозаводская птицефабрика), применение постоянного оперативноготока является необходимым для обеспечения надежного и бесперебойного питаниясхем релейной защиты и автоматики.

Принимаетсяаккумуляторная батарея типа СК-2, состоящая из 108 элементов.

2.6 Расчет заземляющего устройства

Заземляющееустройство подстанции имеет площадь 30×30 м2 при удельномсопротивлении 40 Ом. Естественные заземлители отсутствуют. В качествеискусственного заземлителя применяют вертикальные и горизонтальные заземлители.

Вертикальныезаземлители – сталь круглая диаметром 22 мм, длиной 5 метров.

Заземлительгоризонтальный выполнен из стальной полосы 30×4.

Расстояниемежду уголками 5 м, глубина заложения проводника от поверхности земли 0,7 м.

Климатическаязона II, нормируемое сопротивлениезаземляющего устройства: RЗ.Н. = 0,5 Ом.

СогласноПравил устройства электроустановок, допустимое сопротивление заземляющегоустройства с учетом удельного сопротивления грунта ρгр равно:

/>                                                                                 (2.31)

гдеRз – допустимое сопротивление заземляющего устройства,Ом;

ρгр– удельное сопротивление грунта;

Rзн – нормируемое сопротивление заземляющегоустройства, Ом.

/>

Определениесопротивления растекания вертикального заземлителя производится по формуле:

/>                                             (2.32)

гдеRВ – сопротивления растекания вертикального заземлителя,Ом;

L –длина заземлителя, м;

d –диаметр поперечного сечения, м;

ρрасчв – расчетное удельное сопротивления вертикального заземлителя, Ом ∙м;

t′– расчетная (условная) глубина заложения проводника, м.

Определениерасчетной (условной) глубины заложения проводника:

/>                                                                                        (2.33)

/>

Определениеудельного сопротивления вертикального заземлителя:

/>                                                                              (2.34)

гдеКС – коэффициент сезонности для вертикальных электродов принимаетсяравным 1,7.

/>

Полученноезначение подставляется в формулу (2.32):

/>

Определениеколичества вертикальных заземлителей производится по формуле:

/>                                                                                     (2.35)

гдеn – количество вертикальныхзаземлителей, шт.;

ηв– коэффициент использования вертикальных заземлителей с учетом интерполяции,принимается равным 0,6.

/>

ПринимаетсяnВ = 118 шт.

Определениедлины горизонтальных заземлителей производится по формуле:

/>                                                                                 (2.36)

гдеLг – длина горизонтальных заземлителей, м;

а– расстояние между вертикальными заземлителями, м.

/>

Определениесопротивления растекания горизонтального заземлителя производится по формуле:

/>                                                                (2.37)

гдеRГ – сопротивления растекания горизонтальногозаземлителя, Ом;

ρрасчг – расчетное удельное сопротивления вертикального заземлителя, Ом ∙м;

d –диаметр поперечного сечения, м;

/>                                                                           (2.38)

гдеКС – коэффициент сезонности для горизонтальной полосы принимаетсяравным 4 для II климатической зоны.

/>

/>                                                                                         (2.39)

гдеb<sub/>– ширина полосы проводника, м.

/>

/>

Определениедействительного сопротивления растекания горизонтального заземлителя с учетомкоэффициента использования производится по формуле:

/>                                                                                   (2.40)

гдеRГ – сопротивления растекания горизонтальногозаземлителя, Ом;

ηг– коэффициент использования горизонтальных заземлителей с учетом сопротивлениягоризонтального заземлителя, принимается равным 0,2.

/>

Определениесопротивления растекания заземлителей с учетом сопротивления горизонтальногозаземлителя производится по формуле:

/>                                                                           (2.41)

/>

Определениеуточненного количества вертикальных заземлителей производится по формуле:

/>                                                                             (2.42)

/>

ПринимаетсяnВ = 107 шт.

3 Основные показатели использования подстанции

3.1 Определение основных показателей использованияпроизводственной мощности подстанции

Основнымипоказателями являются:

Ø установленнаямощность подстанции (NУп/ст);

Ø рабочая мощностьподстанции (Nрабп/ст);

Ø длительностьвремени эксплуатационной готовности подстанции (Тготп/ст);

Ø предполагаемоефактическое время работы подстанции (ТФп/ст);

Ø фактическаяпередача электроэнергии подстанцией за год (WФп/ст);

Ø коэффициентэкстенсивного использования мощности подстанции (КЭп/ст);

Ø коэффициентинтенсивного использования мощности подстанции (КИп/ст).

3.1.1Определение установленной мощности подстанции

Онаопределяется по формуле:

/>                                                                                  (3.1)

гдеNуп/ст – установленная мощность подстанции,МВА;

NН –номинальная мощностьтрансформатора, МВА;

i –количество трансформаторов (по условию 2 шт.).

/>

3.1.2Определение рабочей мощности подстанции

Онаопределяется по формуле:

/>                                                                             (3.2)

гдеNуп/ст – рабочая мощность подстанции, МВА;

К– коэффициент мощности, которую подстанция может развивать в фактическихусловиях, принимается равным 0,88.

/>

3.1.3Определение длительности времени эксплуатационной готовности подстанции

Онаопределяется по формуле:

/>                                                                              (3.3)

гдеТготп/ст–длительность времени эксплуатационнойготовности подстанции, час;

ТК– календарное годовое время равное 8760 часов;

ТРЕМ– время ремонта, час, принимается равным 7 дней, т.е. 168 часов.

/>

3.1.4Расчет предполагаемого фактического времени работы подстанции

Оноопределяется по формуле:

/>                                                                                     (3.4)

гдеТготп/ст– предполагаемое фактическое время работыподстанции, час;

КФ– коэффициент предполагаемого фактического времени работы подстанции,принимается равным 0,68.

/>

3.1.5Определение фактической передачи электроэнергии подстанцией за год

Онаопределяется по формуле:

/>                                                                        (3.5)

/>

3.1.6Определение коэффициента экстенсивного использования мощности подстанции

Онопределяется по формуле:

/>                                                                                 (3.6)

/>

3.1.7Определение коэффициента интенсивного использования мощности подстанции

Онопределяется по формуле:

/>                                                                      (3.7)

/>

Результатырасчетов показателей использования производственной мощности подстанции приведеныв таблице 3.1.

Таблица3.1 – Показатели использования мощностей подстанции.

НАИМЕНОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЕДИНИЦИ ИЗМЕРЕНИЯ ВЕЛИЧИНА Установленная мощность МВА 20 Рабочая мощность МВА 17,6 Время готовности час 8592 Время работы час 5842,56 Фактическая передача электроэнергии МВА×час 102829,056 Коэффициент экстенсивного использования мощности - 0,67 Коэффициент интенсивного использования мощности - 0,88

4 анализ организации ремонта оборудования

4.1Организация ремонта действующего оборудования

Приработе электрооборудования происходит постепенный износ его рабочих элементов,деталей, старение и снижение качества изоляции, ухудшение контактныхсоединений. Чтобы сохранить оборудование электростанций, подстанций и линийпередачи в исправном состоянии, необходимо периодически проводитьпланово-предупредительные ремонты.

Придействующей в электроустановках системе планово-предупредительных ремонтов неждут, пока в результате повреждений оборудование станет неработоспособным, азаранее, по утвержденному графику, выводят из работы отдельные аппараты, машиныили целые присоединения. Выведенное из работы оборудование осматривают,проверяют и испытывают, чтобы определить его работоспособность. Изношенныедетали и части заменяют или восстанавливают.

Планированиеремонтных работ оборудования включает в себя разработку:

Ø перспективныхграфиков ремонта и модернизации основного оборудования электрических станций исетей;

Ø годовых графиковремонта основного оборудования электрических станций и сетей;

Ø годовых имесячных графиков ремонта вспомогательного оборудования электрических станций исетей.

Перспективныйграфик ремонта и модернизации основного оборудования разрабатывается сроком на5 лет и служит основанием для планирования трудовых, материальных и финансовыхресурсов по годам планируемого периода. Этот график ремонта может ежегоднокорректироваться с учетом обстановки.

Годовойграфик устанавливает время вывода в ремонт каждой электроустановки,продолжительность ремонта и планируемый объем работ. График разрабатывается напланируемый год в соответствии с утвержденным перспективным графиком с учетомтехнического состояния оборудования, при этом в годовой график может бытьвнесено обоснованное изменение против перспективного графика.

Планово-предупредительныеремонты делят на текущие и капитальные.

Цельютекущего ремонта является поддержание оборудования в работоспособном состоянии.Для чего необходимо содержать его в чистоте, устранять мелкие дефекты,обнаруженные при осмотрах, своевременно смазывать подшипники, доливать масло вмаслонаполненные аппараты. Текущие ремонты, как правило, проводят без вскрытияоборудования.

Чтобывосстановить или заменить изношенные части оборудования и обеспечить егоработоспособность на длительный период, проводят капитальные ремонты. Прикапитальном ремонте производят вскрытие и разборку аппаратов и машин, ихвнешний и внутренний осмотры, проверяя состояние всех узлов и деталей,тщательно очищают узлы и детали от грязи, пыли, заменяют или восстанавливаютповрежденные и изношенные детали, восстанавливают изоляцию.

Крометого, при капитальном ремонте часто устраняют выявленные в процессеэксплуатации недостатки заводского изготовления, модернизируют оборудование,улучшают конструкцию отдельных узлов, позволяющих повысить надежность иэкономичность работы установки. Благодаря этому после капитального ремонтаоборудование бывает не только обновленным, но и улучшенным по сравнению споступившим с завода.

Чтобысократить время простоя оборудования, к капитальному ремонту нужно тщательноподготовиться. Предварительно, учитывая обнаруженные при работе дефекты,составляют ведомость объема работ при капитальном ремонте и графики ихвыполнения. Для ремонта заготовляют все необходимые материалы и запасные части,инструменты и приспособления, подъемно-транспортные средства, а также оборудуютрабочее место. Выделенную для проведения ремонта бригаду тщательноинструктируют, знакомят с чертежами, производственными и заводскимиинструкциями и планом организации ремонта.

Рабочееместо должно быть оборудовано необходимыми приспособлениями,подъемно-транспортными и такелажными средствами. На рабочем месте следуетподдерживать чистоту, установить хорошее освещение и вентиляцию. В местах,предназначенных для производства ремонтных работ, должна быть выполненаразводка сжатого воздуха, ацетилена, кислорода, проложена сварочная сеть.

Всеуказанные мероприятия повышают производительность труда при ремонтных работах иулучшают качество ремонта. Высокое качество ремонта в свою очередь повышаетнадежность работы оборудования и позволяет увеличить период между ремонтами. Закачеством ремонта необходимо устанавливать тщательный контроль, выполнятьпоузловую приемку из ремонта и проводить необходимые испытания. По выполненнымремонтным работам оформляют документацию установленной формы.

Наэлектростанциях и в электрических сетях используют две формы организацииремонтных работ. В одном случае эти работы выполняет ремонтный персонал объектав другом применяют систему централизованного ремонта, когда на объекте ремонтныйперсонал сведен до минимума или отсутствует, а ремонт производят выездныебригады централизованной службы ремонтов. При централизованном ремонтеоборудования значительно сокращается персонал электростанций и сетей. Наподстанциях и линиях передачи применяют преимущественно системуцентрализованного ремонта, тем более что на большинстве подстанций либо совсемнет персонала, либо существует дежурство на дому. На электростанциях большоераспространение получил смешанный метод ремонта, при котором текущий ремонтвыполняет обычно персонал электростанции, а капитальный – персоналцентрализованной службы ремонтов.

Капитальныйремонт трансформаторов и выключателей 35-220 кВ осуществляется силамиэлектроремонтного цеха Южно-Карельских электрических сетей или производственно-ремонтнымпредприятием открытого акционерного общества «Карелэнерго», остальноеоборудование ремонтируется силами ремонтного персонала районов электрическихсетей Южно-Карельских электрических сетей.

4.2Приемо-сдаточные и профилактические испытания электрооборудования

Вовремя приемки смонтированного электрооборудования, чтобы убедиться в егоисправности и пригодности к работе, проводят приемо-сдаточные испытания. Впроцессе капитального ремонта и после его, а также при текущих ремонтах и межремонтныйпериод проводят профилактические испытания электрооборудования. Объемы, нормы исроки проведения приемо-сдаточных и профилактических испытаний устанавливают всоответствии с «Объемами и нормами испытаний электрооборудования иэксплуатационными инструкциями.

Профилактическиеиспытания имеют большое значение для повышения надежности и экономичностиэксплуатации электроустановок. При профилактических испытаниях удаетсясвоевременно выявить и отремонтировать ослабленные части электрооборудования.Регулярные профилактические испытания предупреждают появление внезапныхповреждений и тем самым предотвращают возможное нарушение бесперебойностиэлектроснабжения. Благодаря внедрению профилактических испытаний резко сниженааварийность.

Приосмотрах и ремонте электрооборудования могут быть выявлены далеко не всескрытые дефекты и зарождающиеся повреждения, часто не имеющие внешнихпроявлений. При профилактических испытаниях можно полнее проверить состояниеэлектрооборудования и его основных элементов: механической части, магнитнойсистемы, токоведущих частей с их контактными соединениями и изоляции.

Испытаниемеханической части, наиболее доступной осмотрам, сводится к измерению ходаподвижных частей, зазоров, времени включения и отключения выключателей, вибрациикорпуса и подшипников. Это измерения позволяют проверить, правильно лисмонтирована и отрегулирована механическая часть аппаратов и машин. Важнымэлементом проверки механической части является опробование работы механизма приразличных утяжеленных условиях: включение и отключение выключателей припониженном и повышенном напряжениях оперативного тока, пониженном давлениивоздуха. Особо стоит проверка плотности и герметичности корпусовмаслонаполненных и газонаполненных аппаратов и машин.

5 Охрана труда и безопасность жизнедеятельности людей

Вподразделе 5.1 приведены сведения, связанные с поражающим факторомэлектрического тока на организм человека, использованием защитных средств иустройств в целях безопасной эксплуатации электротехнических установок.

5.1Основные понятия и определения

Электробезопасностьюв соответствии с ГОСТ 12.1.009-76 называется система организационных итехнических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от опасного ивредного воздействия на человека электрического тока, электрической дуги,электромагнитного поля и статического электричества.

Кпоражению электрическим током может привести прикосновение человека ктоковедущим частям электроустановок, находящихся под напряжением. Поражениепроявляется в парализующем и разрушительном воздействии тока на внешние ивнутренние органы – кожный покров, мышцы, органы дыхания, сердце, нервнуюсистему.

Степеньпоражения током зависит от ряда фактором, в том числе от величины сопротивлениячеловеческого тела. Это сопротивление зависит от толщины и состояния кожногопокрова, его влажности или сухости, состояния здоровья человека, длительностипрохождения тока, вида одежды и обуви и т.д. В зависимости от перечисленныхобстоятельств оно изменяется в весьма широких пределах от 500 до 100000 Ом. Прирасчетах сопротивление принимают равным 1000 Ом при напряжении прикосновением50 В.

Степеньпоражения зависит от длительности прохождения тока через организм или участоктела человека. Наибольшим сопротивлением обладает кожа человека. Вместе с тем,протекание тока через нее приводит к ее обугливанию и последующему резкомуснижению общего электрического сопротивления тела и нарастанию тока,вызывающего тепловое разрушение внутренних органов.

Человекощущает ток величиной в 0,005 А. Ток величиной в 0,05 А считается опасным дляжизни, а ток в 0,1 А – смертельным. Величина тока, протекающего через организм,зависит также он напряжения прикосновения.

Напряжениемприкосновения называется величина, соответствующая разности потенциалов междудвумя точками в цепи тока, которых одновременно может коснуться человек.

Допустимыевеличины напряжения прикосновения и тока в аварийных режимах электроустановок,проходящего через человека, при длительности воздействия тока не более 1 сопределяются из таблицы 5.1.

Таблица5.1 – Допустимые величины напряжений и токов прикосновения.

Вид тока Частота, Гц Напряжение, В Ток, мА Переменный ток 50 36 6 Переменный ток 400 36 8 Переменный ток 40 15

5.2Основные технические и организационные мероприятия по безопасному проведениюработ в действующих электроустановках

Всоответствии с требованиями Правил устройства электроустановок и ГОСТ12.1.019-79 для защиты персонала от случайного прикосновения к токоведущимчастям электрооборудования предусмотрены следующие основные технические меры:

Ø Ограждениетоковедущих частей;

Ø Применениеблокировок электрических аппаратов;

Ø Установка в РУзаземляющих разъединителей;

Ø Устройствозащитного отключения электроустановок;

Ø Заземление илизануление электроустановок;

Ø Выравниваниеэлектрических потенциалов на поверхности пола (земли) в зоне обслуживанияэлектроустановок;

Ø Применениеразделяющих трансформаторов, применение малых напряжений;

Ø Применениеустройств предупредительной сигнализации;

Ø Защита персоналаот воздействия электромагнитных полей;

Ø Использованиеколлективных и индивидуальных средств защиты;

Ø Выполнениетребований системы стандартов безопасности труда (в дальнейшем ССБТ)

Работы,проводимые в действующих электроустановках, делятся на следующие категории:

Ø Проводимые приполном снятии напряжения;

Ø Проводимые счастично снятым напряжением;

Ø Без снятиянапряжения вблизи и на токоведущих частях;

Ø Без снятиянапряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением.

Ктехническим мероприятиям, выполняемым для обеспечения безопасного ведения работс полным или частичным снятием в установках до 1000 В относятся:

Ø Отключение всехсиловых и других трансформаторов со стороны высшего и низшего напряжения ссозданием видимого разрыва цепей;

Ø Наложение переносныхзаземлений. При их отсутствии – принятие дополнительных мер: снятиепредохранителей, отключение концов питающих линий, применение изолирующихнакладок в рубильниках, и в автоматах и другие;

Ø Проверкаотсутствия напряжения указателем напряжения, который предварительно должен бытьпроверен путем приближения к токоведущим частям, находящимся под напряжением.Проверка осуществляется в диэлектрических перчатках. Применение контрольныхламп разрешается при линейном напряжении до 220 В.

Ктехническим мерам, обеспечивающим безопасность работ без снятия напряженияотносятся:

Ø Расположениерабочего места электромонтера таким образом, чтобы токоведущие части,находящиеся под напряжением, были либо перед ним, либо с одной стороны;

Ø Использованиезащитных средств;

Ø Использованиеглухой, чистой и сухой спецодежды с длинными застегивающимися рукавами иголовного убора.

Организационныемеры для обеспечения безопасности работ – это выполнение работ вэлектроустановках по наряду, распоряжению, в порядке текущей эксплуатации.

1. Работа по наряду.Наряд – это письменное задание, определяющее место, время начала и завершенияработ, условия их безопасного ведения, состав бригады и лиц, ответственных забезопасность работ. Наряд выполняется на бланке установленной формы. По нарядувыполняются следующие работы:

Ø С полным снятиемнапряжения;

Ø С частичнымснятием напряжения;

Ø Без снятиянапряжения вблизи и на токоведущих частях, находящихся под напряжением.

2. Работы пораспоряжению. Распоряжение – это задание на работу в электроустановках,записанное в оперативном журнале. Распоряжение имеет разовый характер, выдаетсяна одну работу и действует на одну смену или в течение часа. По распоряжениювыполняются работы:

Ø Без снятиянапряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением,продолжительностью не более одной смены (уборка помещений закрытых РУ, ремонтосветительной аппаратуры и замена ламп, уход за щеточно-коллекторными узламиэлектрических машин и др.);

Ø Внеплановыекратковременные и небольшие по объему (до 1 часа), вызванные производственнойнеобходимостью, с полным или частичным снятием напряжения, а также без снятиянапряжения вблизи и на токоведущих частях, находящихся под напряжением (работына кожухах электрооборудования, измерения токоизмерительными клещами, сменапредохранителей до 1000 В, проверка нагрева контактов штангой, определениеместа вибрации шин штангой, фазировка, контроль изоляторов штангой. Эти работывыполняются не менее чем двумя рабочими в течение не более 1 часа);

Ø Некоторые виды работс частичным или полным снятием напряжения в установках до 1000 Впродолжительностью не более одной смены (ремонт магнитных пускателей, пусковыхкнопок, автоматических выключателей, контакторов, рубильников и прочей подобнойаппаратуры, установленной вне щитов и сборок; ремонт отдельныхэлектроприемников; ремонт отдельно расположенных блоков управления и магнитныхстанций, смена предохранителей и другие. Работы выполняются двумя рабочими);

3. В порядке текущейэксплуатации выполняют работы по специальному перечню с последующей записью воперативный журнал: все виды работ по распоряжению, обслуживание наружного ивнешнего освещения с уведомлением оперативного персонала о времени и местеработы.

Одноиз главных мероприятий по охране труда и безопасности жизнедеятельностичеловека, предусмотренным настоящим проектом, это замена масляных выключателей10 кВ и 35 кВ на вакуумные выключатели 10 кВ и элегазовые выключатели 35 кВ,так как одно из преимуществ вакуумных и элегазовых выключателей полная взрыво-и пожаробезопасность.

6 Охрана окружающей среды

Производственнаядеятельность открытого акционерного общества «Карелэнерго» ведется в полномсоответствии с федеральными и республиканскими нормативными актами,регламентирующими использование природных ресурсов и охрану окружающей среды.Для исключения технологических отказов с экологическими последствиями во всехФилиалах энергосистемы составлены планы текущих и перспективных мероприятий пооздоровлению окружающей среды. В исполнительном аппарате открытого акционерногообщества «Карелэнерго» имеется сводный план, по которому ведется контрольвыполнения.

Пораспоряжению Главного инженера открытого акционерного общества «Карелэнерго» наФилиалах приказами назначены ответственные за экологическую безопасность и санитарноесостояние территорий. С 1999 года организован централизованный сбор и передачартутьсодержащих ламп всеми Филиалами на утилизацию специализированной фирме.

Втечении 1999 – 2001 г.г. оформлены лицензии на право пользования недрами (наскважины). Для всех Филиалов открытого акционерного общества «Карелэнерго»имеются утвержденные природоохранными органами нормативы предельно допустимыхобъемов загрязнения (сбросов, выбросов). Проекты нормативов образования илимитов размещения отходов для обособленных подразделений в настоящее времядорабатываются в соответствии с замечаниями экспертов.

Контрольза своевременностью разработки и согласования экологических нормативов илимитов, как и за соблюдением, обеспечивает теплотехническая службаисполнительного аппарата открытого акционерного общества «Карелэнерго». Службаоказывает подразделениям методическую и консультативную помощь.

Ксожалению, пока не удается преодолеть трудности, возникающие при обращении сотработанными маслами. Во-первых, поспешно списывается в класс «отходы» то, чтоможет быть как «материалы повторного использования» — и этим сразу продолжаетсяпроблема платы за их хранение на территории предприятия. Во-вторых, радиформального занижения стоимости ремонтов завышается остаточная стоимость отработанныхмасел. Проще всего было бы передать (продать) отработку котельным, работающимна мазуте.

Всоответствии с 4.2.70 Правил устройства электроустановок для предотвращениязагрязнения окружающей территории при аварийном выбросе трансформаторного маслаи предотвращения распространения пожара при повреждении трансформатороввыполняются сооружения маслоприемников, закрытого маслоотвода и закрытогомаслоуловителя.

Одноиз преимуществ элегазовых и вакуумных выключателей, предусмотренных настоящимпроектом, по сравнению с масляными выключателями – это отсутствие необходимостив замене и пополнении дугогасящей среды и масляного хозяйства, а также чистота,полная биологическая безопасность для окружающей среды с отсутствиемэлектрических и магнитных полей, низким уровнем шума.

Претензийк открытого акционерного общества «Карелэнерго» со стороны природоохранныхнадзорных органов в части нарушения природоохранного законодательства запоследние годы не было.

7 Экономический анализ объекта

7.1Расчет капитальных затрат

Капитальныезатраты по базовому и по проектному вариантам рассчитываются в таблицы 7.1. и7.2.

Таблицы7.1 – Сводная ведомость оборудования подстанции 35/10 «Петрозаводскаяптицефабрика» (существующий вариант – базовый)

Наименование оборудования Тип Количество Стоимость единицы, тыс. руб. Всего, тыс. руб. Трансформатор ТМН-6300/35 2 1118, 0 2236,0 Разъединитель РДЗ-1-35/1000УХЛ1 6 105,0 630,0 РДЗ-2-35/1000УХЛ1 2 145,0 290,0 Трансформатор напряжения НТМИ-10-66У3 2 84,0 168,0 Трансформатор тока ТЛМ-10-600/5 6 3,19 19,14 ТЛМ-10-200/5 8 3,19 25,52 ТЛМ-10-150/5 8 3,19 25,52 ТЛМ-10-100/5 4 3,19 12,76 Комплектная трансформаторная подстанция КТП-63-81 2 223, 47 446,94 Выключатель ВК-10-20/1000У2 3 63,2 189,6 ВК-10-20/630У2 10 62,8 628,0 ВТ-35-800-12,5У1 3 740,0 2220,0 Разрядник РВС-35 6 11,625 69,75 РВО-10 12 1,365 16,38 Прочие ----- 1 комп. 120,0 120,0 Итого: 7297,61

Таблицы7.2 – Сводная ведомость оборудования подстанции 35/10 «Петрозаводскаяптицефабрика» (проектный вариант – проект)

Наименование оборудования Тип Количество Стоимость единицы, тыс. руб. Всего, тыс. руб. Трансформатор ТД-10000/35 2 1624,0 3248,0 Разъединитель РНД(З)-35/1000У1 6 98,0 588,0 Разъединитель РНД(З)-2-35/1000У1 2 137,0 274,0 Трансформатор напряжения НТМИ-10-66У3 2 22,464 44,928 3НОМ-35-65У1 2 100,0 200,0 Трансформатор тока ТПК-10-600/5 2 3,19 6,38 ТПК-10-300/5 4 3,19 12,76 ТПК-10-200/5 20 3,19 63,8 ТФЗМ-35М-У1 12 200,0 2400,0 Комплексная трансформаторная подстанция КТП-63-81 2 223, 47 446,94 Выключатель ВВ/TEL-10-20/630 УХЛ2 11 48,428 532,708 ВВ/TEL-10-20/1000 УХЛ2 2 50,244 100,488 ВГБЭ-35-12,5/630УХЛ1 3 820,0 2460,0 Разрядник РВС-35 6 11,625 69,75 РВО-10 12 1,365 16,38 Прочие ----- 1 комп. 60,0 60,0 Итого: 10524,134

7.2Расчет издержек на передачу электроэнергии

Издержкина передачу электроэнергии определяются по формуле:

/>                                                              (7.1)

гдеИп – полные издержки на передачу электроэнергии, тыс. руб.;

Иам– издержки на амортизацию основных фондов, тыс. руб.;

ИРиЭ– издержки на ремонт и эксплуатацию, тыс. руб.;

Изп– издержки на заработную плату, тыс. руб.;

Ипр– прочие издержки, тыс. руб.;

ί– номер варианта (1 – базовый; 2 — проектный).

7.2.1Расчет издержек на амортизацию основных фондов

Этииздержки в процентном соотношении от стоимости основных фондов, которые равныкапитальным вложениям определяются по формуле:

/>                                                                               (7.2)

гдеНам – норма амортизационных отчислений, %, принимается равной 7%;

Кi – стоимость основных фондов повариантам, тыс. руб., принимается из таблиц 7.1 и 7.2.

/>

/>

7.2.2Расчет издержек на ремонт и эксплуатацию

Этииздержки определяются по формуле:

/>                                                                               (7.3)

гдеНРиЭ – норма отчислений на ремонт и эксплуатацию, %, принимаетсяравной Н1РиЭ = 3,5 %, Н2РиЭ = 1 %;

/>

/>

7.2.3Расчет издержек на заработную плату

Этииздержки определяются, исходя из штатного расписания по обоим вариантам, поформуле:

/>                                                                  (7.4)

гдеЗПдоп – дополнительная заработная плата персонала на оплатуотпусков, тыс.руб., принимается равной 12% от основной заработной платы;

Ксоц– социальный коэффициент, предусматривающий отчисления в пенсионный фонд, фондсоциального страхования, фонд медицинского страхования, принимается равным1,38;

ЗПосн– основная заработная плата персонала, тыс. руб., которая определяется поформуле:

/>                                                           (7.5)

где11 – количество рабочих месяцев в году;

ЗПср– средняя заработная плата работника за месяц, руб, принимается равной 6000руб.;

Рiп – условная численность персонала подстанции,принимается равной Р1п = 6 человек, Р2п =3 человека.

/>

/>

Полученныеданные подставляются формулу 7.4:

/>

/>

7.2.4Расчет прочих издержек

Этииздержки включают в себя общеподстанционные накладные расходы, которыеопределяются по формуле:

/>                                                                              (7.6)

гдеНiпр – норма прочих издержек, %,принимается равной Н1пр = 5%, Н2пр= 3,6%;

/>

/>

Результатырасчетов затрат на передачу электроэнергии выведены в таблицу 7.3

Таблица7.3 – Смета затрат на передачу электроэнергии на подстанции 35/10«Петрозаводская птицефабрика»

Наименование издержек Сумма издержек, тыс. руб.

База С1

Проект С2

Издержки на амортизацию основных фондов 554,938 736,69 Издержки на ремонт и эксплуатацию 227,47 105,24 Издержки на заработную плату 612,1 306,03 Прочие издержки 30,6 11,02 Итого: 1425,108 1158,98

7.3Выбор и расчет показаний экономической эффективности модернизации подстанцииномер 48 «Петрозаводская птицефабрика»

7.3.1 Определение коэффициента приведениякапитальных вложений к ежегодным затратам

/>                                                                                           (7.7)

гдеr – реальная процентная ставка, %;

ТЭ– экономический срок службы, год.

Определениереальной процентной ставки по формуле:

/>                                                                            (7.8)

гдеnr – номинальная процентная ставка, %,принимается равной 16 %;

b –уровень инфляции, %, принимается равной 10 %.

/>

КоэффициентЕ для экономического срока службы TЭ = 15 лет:

/>

7.3.2Расчет приведенных затрат по сравниваемым вариантам передачи электроэнергии

Ониопределяются по формуле:

/>                                                                   (7.9)

ДляTЭ = 15 лет:

/>

/>

Вывод:так как приведенные затраты по проектному варианту меньше, чем по базовому, топроектируемый вариант считается выгодным.

7.4Расчет условной годовой экономии

Условнаягодовая экономия от внедрения предполагаемого варианта передачи электроэнергиирассчитывается по формуле:

/>                                                                    (7.10)

ДляTЭ = 15 лет:

/>

7.5Обоснование экономической эффективности нового проекта

Условнаягодовая экономия, для экономического срока службы 15 лет — 23,74 тыс. рублей,получилась за счет внедрения новой техники (вакуумные и элегазовыевыключатели), которые в отличие от существующих масляных выключателей, требуютменьше затрат, что позволило снизить себестоимость передачи электроэнергии последующим статьям:

Ø Издержки наремонт и эксплуатацию – их экономия получилась за счет внедрения новыхвакуумных выключателей, которые не требуют ремонта в течении 20 лет, чтопозволяет снизить эти затраты. Внедрение элегазовых выключателей, которые нетребуют частого ремонта в отличие от масляных выключателей, что также позволилоснизить эти затраты;

Ø Издержки назаработную плату – их экономия получилась за счет уменьшения численностиремонтного персонала реконструируемой подстанции, т.к. внедряемое оборудованиетребует меньшего количества рабочего персонала, что позволило снизить этизатраты;

Ø Прочие издержки –их уменьшение получилось в результате снижения отчислений на заработную плату иохрану труда, т.к. меньше количество рабочего персонала требует меньших затрат,а также отчислений на охрану окружающей среды, т.к. данные выключателиэкологически безопасны по сравнению с маслянными.

Заключение

Цельюдипломного проекта была модернизация подстанции номер 48П «Петрозаводскаяптицефабрика». В результате модернизации произведена замена морально ифизически устаревшего оборудования, замена силовых трансформаторов ТМН-6300/35кВ на силовые трансформаторы большей мощности ТД-10000/35 кВ.

Результатырасчетов основных показателей использования мощностей подстанции номер 48П«Петрозаводская птицефабрика» получились следующие:

—  Рабочая мощностьподстанции – 17,6 МВА;

—  Коэффициентинтенсивного использования мощностей – 0,88;

—  Фактическаяпредполагаемая передача электроэнергии – 102829,086 МВА ∙ час

Условнаягодовая экономия для экономического срока службы 15 лет — 23,74 тыс. рублей,получилась за счет внедрения новой техники (вакуумные и элегазовыевыключатели), которые в отличие от существующих масляных выключателей, требуютменьше затрат, что позволило снизить себестоимость передачи электроэнергии последующим статьям:

Ø Издержки наремонт и эксплуатацию – 172230 руб.;

Ø Издержки назаработную плату – 306070 руб.;

Ø Прочие издержки –19580 руб.

Повыситьбезопасность рабочего персонала, обслуживающего данную электроустановку, иокружающей среды, т.к. элегазовые и вакуумные выключатели взрыво- ипожаробезопасны, а также биологически чисты и безопасны, с отсутствиемэлектрических и магнитных полей и низким уровнем шума.

Список используемыхисточников литературы

1. Правилаустройства электроустановок. СПб.: ДЕАН, 2001. 928 с.;

2. Рожкова Л.Д.Электрическая часть электрических станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат,1987. 642 с.;

3. Федоров А.А.Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. М.: Энергоатомиздат,1987. 592 с.;

4. Васильев А.А.Электрическая часть станций и подстанций. М.: Энергия, 1972. 344 с.;

5. Межотраслевыеправила по охране труда при эксплуатации электроустановок. СПб.: ДЕАН, 2001.208 с.;

6. Дорошев К.И.Выключатели и измерительные трансформаторы в КРУ 6-220 кВ. М.: Энергоатомиздат,1990. 148 с.

7. Кириев М.И.Монтаж и эксплуатация электрооборудования станций, подстанций и линийэлектропередачи. М.: Высшая школа, 1974. 255 с.

8. Смирнов Ю.А.Энергетика и экология. Петрозаводск. 2002. 71 с.