ОУ ВО «Южно-Уральский институт управления и экономики» ОТЧЁТ по производственной практике (преддипломной) обучающегося группы ЭЛЗ-401/06 _______________________________________ направления 13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника» Место прохождения практики: ПО «Троицкие электрические сети», Октябрьских РЭС ОАО «МРСК Урала - Челябэнерго» (с. Октябрьское, Троицкого района, Челябинской области, ул. Энергетиков, 2) Руководитель практики от Института: _______________________________________ к.т.н., доцент, заведующий кафедрой транспорта и электроэнергетики Отметка о допуске к защите________________________________________________ ________________________________ (подпись руководителя практики от Института) “____”_________20__г. Оценка за портфолио _________________________ Оценка за практику по результатам защиты отчёта____________________________ Итоговая оценка _____________________________ _______________________________ (подпись руководителя практики от Института) “____”_________20__г. Челябинск, 2016 2 СОДЕРЖАНИЕ Введение .......................................................................................................................................................4 Глава 1 Анализ хозяйственной деятельности и общая характеристика Октябрьских РЭС ОАО «МРСК Урала – Челябэнерго»……………………………………………........................................ 7 Вывод по главе 1 ........................................................................................................................................11 Глава 2 Реконструкция подстанции 110/10 кВ «Октябрьская»……………………… .........................12 2.1 Состояние производственно-хозяйственной деятельности подстанции 110/10 кВ «Октябрьская» …………………………………………………………………… ................. 12 2.2 Обоснование реконструкции подстанции 110/10 кВ «Октябрьская»…………................. 13 2.3 Обоснование выбора силовых трансформаторов 110/10 кВ………………….. ................. 15 2.4 Выбор и проверка оборудования на стороне 110 кВ………………………….. ................. 17 2.4.1 Выбор опорных изоляторов ................ ………………………………………………….19 2.4.2 Выбор выключателей 110 кВ……………………………………………….. .................. 20 2.4.3 Выбор разъединителей………………………………………………………. ................. 21 2.5 Выбор трансформаторов………………………………………………………… ................. 22 2.5.1 Выбор трансформаторов тока 110 кВ………………………………………. ................. 22 2.5.2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения 110 кВ…………… .................. 25 2.5.3 Выбор измерительных трансформаторов тока 10 кВ……………………… ................. 27 2.5.4 Выбор измерительных трансформаторов напряжения 10 кВ……………. .................. 27 2.5.5 Выбор трансформаторов собственных нужд ……………………………… ................. 28 2.6 Выбор ячеек комплектных распределительных устройств 10 кВ……………. ................. 28 2.7 Выбор выключателей 10 кВ…………………………………………………….................... 29 2.8 Выбор ограничителей перенапряжения………………………………………… ................ 29 2.9 Совершенствование систем учёта электроэнергии …………………………… ................. 30 Вывод по главе 2………………………………………………………………………… ................ 32 Глава 3 Разработка мероприятий по охране труда и экологической безопасности ................ …33 3.1 Меры безопасности при проведении работ на подстанции…………………… ................. 33 3.2 Заземляющее устройство подстанции «Октябрьская»………………………… ................. 35 3.3 Защита от атмосферных перенапряжений……………………………………… ................. 36 3.4 Мероприятия по пожарной безопасности……………………………………… ................. 36 3.5 Мероприятия по экологической безопасности………………………………… ................. 36 Вывод по главе 3………………………………………………………………………… ................ 38 Глава 4 Определение экономической эффективности реконструкции подстанции 110/10 кВ «Октябрьская»………………………………………………………………. ................................... 39 3 Вывод по главе 4………………………………………………………………………… ................ 42 Заключение……………………………………………………………………………… ................. 43 Список литературы……………………………………………………………………… ........................45 4 ВВЕДЕНИЕ Производственная практика (преддипломная) является обязательной составной частью учебного плана, продолжением учебного процесса в организациях соответствующего профиля. Преддипломная практика предусмотрена для общей ориентации в реальных условиях будущей деятельности. Целью преддипломной практики является подготовка к решению организационнотехнологических задач на производстве и к выполнению выпускной квалификационной работы. Для достижения вышеуказанной цели во время производственной практики должны быть решены следующие задачи: − ознакомление со структурой предприятия, отдела (цеха, лаборатории); − ознакомление с технологией предприятия, механическим и электрическим оборудованием, экономическими показателями; − изучение и сбор подробных сведений об объекте проектирования, электрических нагрузках, параметрах электрических сетей, способах распределения электрической энергии, электрическом оборудовании; − подбор научно-технических, нормативных материалов для разработки вопросов техники безопасности, охраны труда и окружающей среды. Местом прохождения практики является производственное отделение «Троицкие электрические сети», Октябрьских РЭС ОАО «МРСК Урала – Челябэнерго». За период прохождения практики была произведена реконструкция подстанции (далее ПС) 110/10 кВ «Октябрьская», произведен выбор силовых трансформаторов, рассчитаны токи короткого замыкания (далее КЗ) на шинах трансформаторов по известным данным токов КЗ на мостике подстанции, произведен выбор оборудования трансформаторной подстанции (далее ТП) на высокой и низкой стороне, рассчитана дифференциальная токовая защита силовых трансформаторов, рассмотрены вопросы безопасности труда. Также рассмотрены вопросы учета электроэнергии на базе многофункционального микропроцессорного счетчика электроэнергии серии Альфа – «ЕвроАльфа». Произведен расчет технико-экономических показателей. В связи с острым недостатком электроэнергии происходят периодические отключения некоторых потребителей III категории в часы пиков нагрузок, поэтому необходимо значительное увеличение пропускной способности подстанции с 12,6 МВА до 32 МВА. К тому же в данном районе производится строительство промышленных объектов, поэтому в ближайшем будущем нагрузка на подстанцию сильно возрастет. К 2025 г. предполагаемая нагрузка вырастет до расчетной пропускной способности подстанции. В связи с этим требуется преобразование электрической энергии для её экономичной передачи и распределения за счёт повышения или понижения напряжения. 5 Электроустановка, предназначенная для преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов, распределительных устройств, устройств управления и других вспомогательных сельскохозяйственных сооружений, районах в называется основном трансформаторной используются районные подстанцией. В трансформаторные подстанции, обеспечивающие понижение напряжения сети с 35 ... 500 кВ, при котором электроэнергия передаётся от основного централизованного источника электроснабжения – энергосистемы, до 6 ... 35 кВ (чаще всего 10 кВ) для распределения её в районе, и потребительские подстанции (далее ПП), обеспечивающие понижение напряжения с 6 ... 35 кВ до 0,38 кВ для распределения электрической энергии между потребителями и передачи её токоприёмникам. На подстанции предусматривается установка современных счетчиков коммерческого учета электроэнергии типа Альфа 1800 с автоматизированной системой контроля и учета электроэнергии АльфаМЕТ. В открытых распределительных устройствах (далее ОРУ) 110 кВ предусматривается замена масляных выключателей на элегазовые, замена разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, изоляторов. В комплексных распределительных устройствах (далее КРУ) 10 кВ предусматривается замена масляных выключателей на вакуумные. В сельских электрических сетях применяют как одно трансформаторные, так и двух трансформаторные подстанции напряжением 10/0,38; 35/10; 110/10; 110/35/10. Схемы соединения подстанций на напряжение 35...110/10 кВ определяют их положением в сети, числом присоединений, используемым оборудованием (трансформаторы, сборные шины, коммутационная и другая аппаратура). Они должны удовлетворять следующим требованиям: обеспечивать необходимую надёжность электроснабжения потребителей и транзита мощности через подстанцию, а также возможность проведения ремонтных работ и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений; учитывать перспективу развития; обеспечивать поэтапное развитие распределительных устройств без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей. 6 ГЛАВА 1 АНАЛИЗ ХОЗЯЙСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ И ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОКТЯБРЬСКИХ РЭС ОАО «МРСК УРАЛА – ЧЕЛЯБЭНЕРГО» На территории Челябинской области ОАО "МРСК Урала" представляет собой филиал "Челябэнерго". В настоящее время филиал ОАО "МРСК Урала" – "Челябэнерго" осуществляет передачу электрической энергии по распределительным сетям 0,4-110 кВ. Основной задачей является обеспечение электросетевого надежного комплекса функционирования региона, а также и развития подключение распределительного новых потребителей к распределительным электрическим сетям компании. Общая численность персонала филиала – более 4 тысяч человек. Филиал осуществляет электроснабжение промышленных предприятий и населения на территории общей площадью 87,9 тыс. км2 с населением 3,5 млн. человек. Всего в эксплуатации филиала находятся 308 подстанций, 9246 трансформаторных подстанций и 41537 км. воздушных и кабельных линий электропередачи (ЛЭП). Троицкие электрические сети были организованы 30 марта 1965 года. Тогда ЛЭП были смонтированы сплошь на деревянных опорах. 24 подстанции были снабжены только одним силовым трансформатором и двумя подстанциями – Троицкой и Южно-Уральской. В настоящее время Производственное отделение «Троицкие электрические сети филиала ОАО "МРСК Урала" – "Челябэнерго" (ПО «ТЭС») представляет собой развитое предприятие, основное направление деятельности которого – передача и распределение электроэнергии с целью доведения ее до потребителей. В состав Троицких электрических сетей входят шесть сетевых районов, которые обслуживают 63 подстанции. Октябрьский район электрических сетей является структурным подразделением ОАО «МРСК Урала – Челябэнерго» и обязан бесперебойно снабжать всех потребителей в закрепленной зоне обслуживания. Октябрьские РЭС образовались в 1966 году в результате ликвидации, на уровне области, местного «Сельэнерго» и передачи его в состав ЦЭС. За Октябрьскими РЭС закреплено электрооборудование: воздушные линии электропередачи ВЛ – 04/10 кВ и ТП в Октябрьском районе со всем установленным оборудованием. Подстанции «Октябрьская» 110/35/10 кВ, «Подовинная» 110/35/10 кВ; «Крутоярская» 35/10 кВ; «Большеникольская» 35/10 кВ; «Маякская» 35/10 кВ; «Чудиновская» 35/10 кВ; «Кочердыкская» 35/10 кВ; «Каральская» 35/10 кВ; «Уйская» 35/10 кВ обслуживаются централизовано Октябрьскими электрическими сетями. В осставе Октябрьских РЭС имеется шесть мастерских участков: «Кочердыкский», «Крутоярский», «Октябрьский», «Уйско-Чебаркульский», «Вольменский», Характеристики мастерских участков в среднем за 3 года сведены в таблицу 1. «Подовинный». 7 Таблица 1 – Характеристика мастерских участков в среднем за 3 года Название Протяженность Протяженность Количество ТП Количество Количество мастерских ВЛ 10 кВ ВЛ 0,4 кВ 10/0,4 кВ, шт. ПС 35/10 кВ, отключений, шт. шт. участков Кочердыкский 235 222 148 6 146 265 200 130 5 130 197 197 170 4 150 211 195 132 5 131 207 212 118 4 123 251 201 125 6 161 участок Крутоярский участок Октябрьский участок УйскоЧебаркульский участок Вольменский участок Подовинный участок В связи с большим количеством подстанций, находящимися на территории обслуживания рассмотрим одну из наиболее крупных – ПС «Октябрьская» 110/10 кВ. Данные приведены в таблице 2. Таблица 2 – Сводные показатели ПС «Октябрьская» № Наименование, площадь электрифицированного района п/п Количество 2013 г. 2014 г. 2015 г. 1 Количество фидеров 10 кВ, ед. 8 8 8 1.1 Количество фидеров, имеющих резервирование, ед. 6 6 6 1.2 Оборудование АПВ, ед. 6 6 6 2 Количество фидеров 10 кВ, питающихся от промышленных ПС ОАО «Челябэнерго», ед. 8 8 8 3 Общее количество ТП 10/0,4 кВ, ед./кВА 46 40 31 3.1 Комплектные ТП (КТП) 36 32 25 3.2 КТП, питающие производственную нагрузку, шт. 35 31 22 3.3 КТП, питающие смешанную нагрузку, шт. 3 3 3 3.4 Мачтовые ТП (МТП) 10 8 6 3.5 МТП, питающие бытовую нагрузку, шт. 8 6 4 4. Протяженность ВЛ 10 кВ, км 90 82 80 5. Протяженность ВЛ 0,4 кВ, км. 71,8 63,8 57,16 8 Из таблицы 2 видно, что за отчетный период уменьшилось количество ТП, питающих как производственные, так и бытовые потребители, что говорит об уменьшении мощности у потребителей. Снижение количества МТП говорит об их замене, как пришедших в негодность и морально устаревших, на комплектные ТП (КТП), более универсальные для эксплуатации. А также уменьшается протяженность ВЛ. Способность осуществлять качественную передачу и распределение требуемого количества электроэнергии от источников к потребителям при нормативных уровнях напряжения и в соответствии с заданным графиком нагрузки называется надежностью электрической сети или её участка. Надежность участка сети определяется надежностью и параметрами входящих в ее состав элементов (трансформаторов, коммутационной аппаратуры, линий электропередачи и др.) и схемой их соединений. На элементы электрической сети, на их бесперебойную работу влияют различные климатические факторы, а также их старение. Это может привести к следующим последствиям: − аварийность и поврежденность в сетях 6-10/0,4 кВ; − выход из строя силовых трансформаторов; − потеря электроэнергии в сетях; − несчастные случаи. Для снижения времени простоя потребителей необходимо на базе иметь резерв трансформаторов. ВЫВОД ПО ГЛАВЕ 1 Подстанция 110/10 кВ «Октябрьская» Октябрьского района Челябинской области была введена в эксплуатацию в 1993 году. Все оборудование подстанции изготовлено в конце 80-х - начале 90-х годов. Электрооборудование, установленное на подстанции, частично морально и физически устарело и нуждается в замене. На Подстанции «Октябрьская» установлены два масляных трансформатора ТМН-6300/110/10 кВ. Основными потребителями электроэнергии являются: посёлки городского типа, птицефабрика, промпредприятия. Это потребители I и II категорий надежности. В последние годы электрические мощности потребителей значительно возросли, что требует увеличение мощности подстанции. Мощность подстанции целесообразно увеличить путем замены двух существующих силовых трансформаторов типа ТМН-6300/110/10 на более мощные ТДН-16000/110/10 У1. Все это требует проведения коренной реконструкции всей подстанции и частичной замены старого оборудования на новое. 9 ГЛАВА 2 РЕКОНСТРУКЦИЯ ПОДСТАНЦИИ 110/10 кВ «ОКТЯБРЬСКАЯ» 2.1 Состояние производственно-хозяйственной деятельности подстанции 110/10 кВ «Октябрьская» Октябрьский район электрических сетей (Октябрьские РЭС) является одним из структурных подразделений Центральных электрических сетей филиала ОАО «МРСК Урала» – «Челябэнерго». Данная организация занимается обслуживанием и ремонтом электрических сетей на Октябрьском участке. Подстанция 110/10 кВ «Октябрьская» расположена на территории Октябрьского района Челябинской области. Анализ природно-климатических условий района приведен в таблице 3. Таблица 3 – Природно-климатические условия района Минимальная температура воздуха -400С Максимальная температура воздуха +400С Среднегодовая температура воздуха +1,50С Число грозовых часов в году 60+80ч Глубина промерзания грунта 1,9м Грунт в основном Суглинок и глина Преобладающие ветра Северо-западный Район по ветру II (скоростной напор ветра 340 Н/м) Район по гололеду II (толщина стенки гололеда 10мм) Климат резко континентальный Подстанция «Октябрьская» введена в эксплуатацию в 1993 году. Все оборудование подстанции изготовлено в конце 80-х – начале 90-х годов. Электроснабжение подстанции осуществляется от главной понижающей подстанции ГПП «Исаково» 500/110 кВ по двум взаиморезервирующим линиям ВЛ-110кВ. На Подстанции «Октябрьская» установлены два масляных трансформатора ТМН6300/110/10 кВ. Основными потребителями электроэнергии являются: посёлки городского типа, птицефабрика, промпредприятия. Это потребители I и II категорий надежности. Электрическая подстанция 110/10 кВ «Октябрьская» представляет собой электроустановку для приёма, преобразования и распределения электрической энергии. Подстанция включает в себя распределительные устройства (ОРУ-110кВ, ЗРУ-10 кВ), два трансформатора устройства. (ТМН-6300/110/10), устройства управления и другие вспомогательные 10 Таблица 4 – Электрические нагрузки потребителей подстанции «Октябрьская» Мощность Отходящая линия Активная, кВт Реактивная, Полная, кВ∙Ар кВ∙А Коэффициент мощности ВЛ-10 кВ № 6 Детсад 735,8 456 865,7 0,85 ВЛ-10 кВ № 8 Полетаево 2434 1473,8 2797,8 0,87 ВЛ-10 кВ № 10 Карьер 1407 759,5 1599 0,88 ВЛ-10 кВ № 5 Кременкуль 1080,7 645,8 1265,6 0,86 ВЛ-10 кВ № 13 Октябрьское 3080,2 1909 3623,8 0,85 Как видно из таблицы, коэффициент мощности на отдельных отходящих линиях недостаточно высокий, что требует разработки мероприятий по повышению коэффициента мощности. 2.2 Обоснование реконструкции подстанции 110/10 кВ «Октябрьская» Трансформаторная подстанция «Октябрьская» введена в эксплуатацию в 1993 году. Электрическое оборудование подстанции не успело до конца выработать свой ресурс. Согласно инвестиционной программе развития региона было выдано техническое задание на разработку проекта «Реконструкция ПС «Октябрьская» – замена трансформаторов Т1, Т2 с 6,3 МВА на 16 МВА». Основные технические показатели: − Силовые трансформаторы 110/10 кВ: Т1 и Т2 типа ТМН- 6300/110 с регулированием напряжения под нагрузкой; − ОРУ – 110 кВ по схеме «Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов 110-5АН». Установлены разъединители типа РНДЗ-2-110/1000. Установлены выключатели типа ВМТ-110Б-25/1250. Для защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений установлены разрядники типа РВС-110. − РУ – 10 кВ с двумя секциями шин 10 кВ, с ячейками типа КРУН-10 типа К – 59 и масляными выключателями типа ВКЭ – 10 – 20. Объем работ: 1. Заменить трансформаторы Т1 и Т2 типа ТМН-6300/110 на трансформаторы типа ТДН16000/110/10 с реконструкцией фундаментов, маслоприемников и маслосборника ПС. 2. Заменить три выключателя типа ВМТ-110Б на выключатели типа ВГТ-110. 11 3. Заменить линейные разъединители, разъединители неавтоматической перемычки, разъединители силовых трансформаторов и трансформаторов напряжения типа РНДЗ-2-110/1000 на разъединители типа РГП.2-110/1000. Заменить шинные разъединители типа РНДЗ-1б-110/1000 на разъединители типа РГП.1б-110/1000. 4. Заменить трансформаторы тока типа ТФЗМ-110Б на элегазовые трансформаторы тока типа ТРГ-110 5. Заменить разрядники типа РВС-110 на ограничители перенапряжения; 6. Заменить существующие опорные изоляторы типа ИОС-10-110 кВ на изоляторы типа ИОСПК-10-110 кВ. 7. Выполнить реконструкцию вводных ячеек 10 кВ I и II секции шин (с.ш.), ячеек 10 кВ I и II с.ш. секционного выключателя и секционного разъединителя 10 кВ с заменой существующих масляных выключателей типа ВКЭ-М-10 на вакуумные выключатели типа ВВЭ-М-10. В I с.ш. добавить одну ячейку К-59. Во II с.ш. добавить одну ячейку К-59. 8. Заменить на I и II с.ш. существующие разрядники 10 кВ на ограничители перенапряжения; 9. Определить проектом необходимость замены оборудования 10 кВ: трансформаторов собственных нужд ТСН1, ТСН2 типа ТМ – 160, трансформаторов напряжения ТН1, ТН2 типа НКФ-110. 10. Установить цифровые измерительные счетчики типа ЕвроАльфа. 2.3 Обоснование выбора силовых трансформаторов 110/10 кВ ТДН-16000/110/10 У1: Т – трехфазный трансформатор; Д – охлаждение с естественной циркуляцией масла; Н – регулирование напряжения под нагрузкой (РПН); 16000 – номинальная мощность трансформатора, кВА; 110 – класс напряжения обмотки высшего напряжения ВН, кВ; 10 – класс напряжения обмотки низшего напряжения НН; У1 – климатическое исполнение и категория размещения. Силовые трансформаторы изготавливаются для стран с умеренным климатом с перепадом температур от минус 45 до плюс 40°С. Регулирование напряжения трансформатора под нагрузкой осуществляется переключающим устройством в нейтрали обмотки высокого напряжения (ВН) в пределах ± 9×1,78% от номинального напряжения. Трансформаторы масляные имеют остов с трехстержневой шихтованной магнитной системой, собранной из листов холоднокатаной электротехнической стали. Обмотки цилиндрические, размещены на стержнях остова концентрически. Бак трансформатора снабжается арматурой для заливки, отбора проб, слива и фильтрации масла, подключения системы охлаждения и вакуум-насоса. 12 Рисунок 1 – Габаритные характеристики трансформаторов Технические характеристики и параметры трансформатора занесены в таблицы 5 и 6 соответственно. Таблица 5 – Технические характеристики трансформатора ТДН – 16000/ 110/10-У1 Номиналь Вид, -ные Схема Габариты – диапазон и напряи длина ×шириМасса, т число Вид жения группа на×высота, ступеней охла обмоток, соедин Тип мм регулирова жден кВ ения ния ия обмомасла транс установочная и напряжени ток ВН НН полная масла для портн транспортная я доливки ая РПН в ТДНнейтрали УY/Д5385×3320×4250 16000/1 115 11 ВН ±16%, Д 35,62 11,8 31 11 2,2 5220×2050×2820 10-У1 ±9 ступеней Таблица 6 – Параметры трансформатора ТДН 16000/110/10-У1 S ном Пределы МВА регулирования 16 ±9*1,78% Каталожные данные Uном UК Рк Рх % кВт кВт ВН НН Ix, % Расчетные данные Rт Хт Sст Ом Ом кВА 115 0,7 4,39 11 10,5 85 19 86,7 114 Расчет параметров ТДН 16000/110/10-У1: RT PК U ср2 ,ном SТ2.ном ; (1) 13 2 U % U ср ,ном XT P 100 S Т ,ном , (2) где SТ. ном – номинальная мощность трансформатора, ВА; Uр% – составляющая потери напряжения в реактивных сопротивлениях, определяемая через Uк по выражению: 2 РК U P % (U К %) 100 ; SТ .ном 2 Qст 2 (3) I x SH ; 100 (4) Scт 2 n (Pxx Qxx ) . 85 115 2 RT 2 4,39 Ом; 16 103 (5) 2 85 100 U P % (10,5) 10,486 %; 16 103 2 0,7 16000 10,486 1152 Qст 2 112 кВАр; XT 86,67 Ом; 100 100 16 Sст 2 114 кВА. S cт 2 Pxx Qxx 19 j112 кВА; Результаты расчетов занесены в таблицу 6. 2.4 Выбор и проверка оборудования на стороне 110 кВ В ОРУ 110 кВ и применяются гибкие и жесткие шины. Гибкие шины выполнены сталеалюминевыми проводами АС, обладающими малым удельным сопротивлением и хорошей механической прочностью. Выбор гибких шин. Определение экономически выгодного сечения гибкого токопровода (материал – алюминий): Fэк I раб jэк , (6) где jэк – экономическая плотность тока (для Южного Урала jэк =1,1 А/мм2); Iраб – рабочий ток нормального режима I раб Iрасч – расчетное значение тока I расч 2 , (7) 14 I расч 0,7 Smax , 3 UН 0,7 32 10 3 I расч 117,6 А, 3 110 Fэк (8) I раб 117,6 58,8 А, 2 58,8 53,44 мм2 , 1,1 Полученное сечение округляется до стандартного значения, при этом нужно учитывать, что по условиям короны минимальное сечение проводов на напряжение 110 кВ составляет 70 мм2. Выбираем токопровод АС-70. Условие выбора по продолжительному нагреву: I раб.утяж I доп , (9) где Iраб.утяж. – максимальный рабочий ток токопровода. I доп I т k1 k5 , (10) где Iт – максимальное допустимое значение тока для проводника по ПУЭ; k1 – коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды; k5 – коэффициент, учитывающий фактическое рабочее напряжение. Iт =265 А, k1 =1, I доп 265 11,05 278 А , k5 =1,05, I раб.утяж. I расч 58,8 А , I раб.утяж. 58,8 I доп 275 А. Таким образом, выбранный гибкий шинопровод АС-70 удовлетворяет необходимым условиям. Выбор жестких шин. Жесткая ошиновка позволяет создать более компактные и экономичные компоновки ОРУ. Жесткие шины по сравнению с гибкими имеют незначительный прогиб, поэтому высота поддерживающих конструкций, расстояния между проводниками, а также между фазами и заземленными частями могут приниматься минимальными по условиям изоляционных габаритов. Выбор шин. Определим экономически выгодное сечение жесткого токопровода (материал – алюминий): I раб 58,8 А, Fэк 53,44 мм 2 . Выбираем алюминиевые трубы АД31 с внутренним/наружным диаметром 13/16 мм. Сечение трубы F (d нар d внутр ) 2 4 3,1416 (16 2 132 ) 68,33мм2 4 15 Условие выбора по продолжительному нагреву: I расч 58,8 А I доп 295 А Таким образом, выбранный жесткий шинопровод АД31 удовлетворяет необходимым условиям. 2.4.1 Выбор опорных изоляторов Опорные изоляторы выбираются в зависимости от напряжения. В ОРУ ПС «Октябрьская» шины крепятся на опорных изоляторах. В настоящее время широкое применение нашли полимерные опорные стержневые изоляторы (ИОС), которые обладают рядом преимуществ по равнению с фарфоровыми. Для установок нормального типа на напряжение 110 кВ применяем опорные подвесные изоляторы ИОСПК-10-110/480-II УХЛ1 (И – изолятор; ОС – опорно-стержневой; П – полимерный; К – кремнийорганический; 10 – минимальная разрушающая сила, кН; 110 – номинальное напряжение, кВ; 480 – испытательное напряжение полного грозового импульса, кВ; УХЛ1 – климатическое исполнение). Рисунок 2 – Изолятор опорный ИОСПК-10-110/480-II УХЛ1 2.4.2 Выбор выключателей 110 кВ 16 Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания. К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования: − способность длительно выдерживать номинальный ток I н и наибольшее рабочее напряжение; − надёжное отключение токов любой величины от десятков ампер до номинального тока отключения; − быстрота действия, т.е. наименьшее время отключения; − пригодность для автоматического повторного включения, т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения; − возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ; − удобство ревизии и осмотра контактов и механической части; − взрыво- и пожаробезопасность; − удобство транспортировки и обслуживания. Выбираем элегазовый выключатель ВГТ-110, так как его стоимость ощутимо ниже вакуумного выключателя и не требуется большого числа циклов включения/ отключения выключателя, к тому же при срабатывании элегазового выключателя не происходит перенапряжений в сети в отличие от вакуумного выключателя. Выключатели элегазовые ВГТ-110II*-40/2500 У1, ХЛ1 предназначены для выполнения коммутационных операций (включений и отключений), а также циклов автоматического повторного включения (АПВ) при заданных условиях в нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц с номинальным напряжением 110 кВ с заземленной нейтралью. Проверим данные выключателя по следующим условиям: а) по номинальному напряжению: U ном U сети , (11) 110 кВА 110 кВ , б) по номинальному току: I ном I раб. max , I ном К 2 доп (12) Sном.пр 3 U1 , (13) 17 2500 А 1,4 16 103 117,6 А 3 110 2500 А 117,6 А . в) по номинальному току отключения: I откл i У , (14) 40 кА 24,4 кА 3) I откл I (КЗ , (15) 40 кА 10,7 кА. г) по предельному сквозному току: I ПР .СКВ i У , (16) 102 кА 24,5 кА , 3) I ПР .СКВ I (КЗ , (17) 102 кА 10,7 кА. Так как характеристики выключателей ВГТ-110II*-40/2500 У1,ХЛ1 подходят по всем параметрам, то принимаем данные выключателя к исполнению. 2.4.3 Выбор разъединителей Разъединитель – это коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток. При ремонтных работах разъединителем создается видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт. Выбор разъединителей производится по напряжению, току, конструкции, роду установки, по электродинамической устойчивости, по термической устойчивости. Разъединители не проверяют на коммутационную способность при коротких замыканиях, поскольку они не предназначены для работы в таком режиме. 18 Рисунок 3 - разъединитель типа РГП.2-110/1000 УХЛ1 2.5 Выбор трансформаторов 2.5.1 Выбор трансформаторов тока 110 кВ Трансформатор тока (ТТ) предназначен для уменьшения первичного тока до величин, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. Выбор ТТ при проектировании РУ заключается в выборе типа определении ожидаемой нагрузки и сопоставлении её с трансформатора, номинальной, проверке на электродинамическую и термическую стойкость. Класс точности намечают в соответствии с назначением трансформатора тока: класс точности 0,2, 0,5 – применяем для присоединения счётчиков для коммерческих измерений; класса 1 – для всех технических измерительных приборов; класса 3 и 10 – для релейной защиты. Методика выбора трансформаторов тока приведена в таблице 7. Таблица 7 – Выбор и проверка трансформаторов тока Трансформатор тока элегазовый ТРГ-110-II* УЭТМ Условие выбора и проверки Расчётные данные Каталожные данные U уст U н U уст 110 кВ U н 110 кВ I раб.макс I н I раб.макс 117,6А I н 300 А Bк I 2т t т i у i пр.с Bк=13,73 кА2с I 2т t т 152 3 675кА 2 с i пр.с 60 кА I у =24,5 кА 19 Рисунок 4 – Элегазовый трансформатор тока ТРГ-110 Элегазовый трансформатор тока ТРГ-110 рассчитан на работу при температуре окружающего воздуха до минус 55 оС. Первичная обмотка состоит из четырех стержней, которые могут переключаться последовательно или параллельно. Вторичные обмотки в экране закреплены на несущей опоре, внутри которой проходят выводы, выходящие через уплотненный клеммник в нижней части аппарата. В верхней части расположен клапан, предохраняющий от чрезмерного давления. Трансформаторы имеют первичные токи от 300 до 2000 А. Вторичный ток 5 А. Трансформатор снабжен четырьмя вторичными обмотками, одна — измерительная класса точности 0,2 (при Sн=50 ВА) или 0,2S и три защитных класса точности 5Р или 10Р. Ток термической стойкости до 40 кА. Утечка элегаза не более 0,5 % в год. Переключение коэффициента трансформации осуществляется перестановкой перемычек, соединяющих стержни первичной обмотки. Поскольку в трансформаторе отсутствует твердая изоляция, в нем нет частичных разрядов. Межповерочный интервал 10 лет. Средний срок службы 40 лет. Для проверки трансформаторов тока по вторичной загрузки, пользуясь каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам (таблица 8). 20 Таблица 8 – Нагрузка измерительных приборов по фазам Прибор Тип Нагрузка, В·А Фаза В 0,1 Амперметр Э-365 Фаза А 0,1 Фаза С 0,1 Ваттметр Д365 1,5 - 1,5 Варметр Д365 2,5 - 2,5 Альфа А1800 3,6 3,6 3,6 РЗиА 5 5 5 Итого 10,3 8,7 10,3 Счётчик активной и реактивной энергии Из таблицы видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С. Производим проверку по вторичной нагрузке трансформаторов тока ТРГ-110-II* УЭТМ Общее сопротивление приборов: rприб rприб Sприб I 22 , (18) 10,3 0,412 Ом, 52 Номинальное сопротивление вторичной нагрузки трансформатора в классе точности 0,2: r2 н 50 2Ом, 52 Определим сопротивление соединительных проводов из алюминия сечением q=4 мм2, длиной l=5 м: rпр. l расч q , (19) где ρ = 0,0283 Ом/м·мм2 – удельное сопротивление алюминия; lрасч – расчетная длина проводов, м; q – сечение проводов, мм2. Выбираем соединительные провода из алюминия сечением 4 мм2, длиной 5 м. rпр. 0,0283 5 0,061 Ом, 4 Полное сопротивление вторичной цепи: r2. rприб rпр rконт 0,412 0,061 0,05 0,523 Ом, Сравнивая паспортные и расчетные данные по вторичной нагрузки токам получаем: трансформаторов 21 r2н. 2 r2 0,523 . Следовательно, выбранный трансформатор тока проходит по всем параметрам. Трансформаторы тока будут работать в классе точности 0,2. 2.5.2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения 110 кВ Измерительные трансформаторы напряжения (ТН) предназначены для преобразования напряжения до стандартного значения 100 или 100 3 и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. В зависимости от назначения могут применяться трансформаторы напряжения с различными схемами соединения обмоток. Трансформаторы, предназначенные для присоединения счётчиков, должны отвечать классу точности 0,5. Для присоединения щитовых измерительных приборов используют трансформаторы классов 1,0 и 3,0; для релейной защиты – 0,5, 1,0 и 3,0. Трансформаторы напряжения выбирают по напряжению U уст U н , (20) по конструкции и схеме соединения обмоток, по классу точности, по вторичной нагрузке S2 Sн , (21) где S н – номинальная мощность в выбранном классе точности; S2 – нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к трансформатору напряжения, В·А; S2 2 Sприб cosприб 2 Sприб sin приб 2 Pприб Q2приб (22) Для ОРУ 110 кВ выбираем трансформаторы напряжения индуктивные заземляемые элегазовые типа ЗНГ-110. Трансформаторы соответствуют требованиям ГОСТ 1983-2001 и технических условий 1БП 759.001 ТУ. Основные особенности и преимущества: − трансформатор взрыво- и пожаробезопасен, так как в качестве главной изоляции применен инертный негорючий газ, или смесь газов; − каждый трансформатор оснащен эффективно действующим взрывозащитным устройством (мембраной), исключающим взрыв трансформатора даже при коротком внутреннем замыкании; − во всех уплотнительных соединениях применены сдвоенные уплотнения 22 из специального полимерного материала, который, в отличие от резины, нечувствителен к воздействию низких температур и практически не подвержен старению. Алюминиевые газоплотные корпуса изготавливаются методом высококачественной сварки. Все это обеспечивает низкий уровень утечек изолирующего газа в год - не более 0,5% от общей массы; − высокий класс точности вторичной обмотки для учета 0,2; − отсутствие внутренней твердой изоляции исключает возникновение частичных разрядов, позволяет не проводить периодические проверки и испытания изоляции в течение длительного времени; − возможность пломбирования выводов вторичной обмотки для учета электроэнергии, что позволяет предотвратить несанкционированный доступ к цепям учета; − трансформатор практически необслуживаемый. Применение элегазовой изоляции с низким уровнем утечек, а также надежных, с большим сроком службы комплектующих практически исключают объем регламентных работ и обеспечивают работу без обслуживания в течение 20 лет при среднем сроке службы 40 лет. 2.5.3 Выбор измерительных трансформаторов тока 10 кВ В комплектных РУ применяются опорно-проходные (стрежневые) трансформаторы тока – ТЛМ, ТЛК, шинные – ТШЛ. Расчет трансформатора тока на подстанции, по существу, сводится к проверке трансформатора тока, поставляемого комплектно с выбранной ячейкой. Трансформатор тока должен иметь высокий класс точности, не менее 0,5, что позволит подключать более точные измерительные приборы. 2.5.4 Выбор измерительных трансформаторов напряжения 10 кВ Для КРУ 10 кВ выбираем трансформатор напряжения типа НАМИ-10-95 УХЛ2 – трехфазный антирезонансный масляный трансформатор напряжения, предназначен для установки в электрических сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц с изолированной нейтралью с целью передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, устройствам автоматики, защиты, сигнализации и управления. Номинальное напряжение вторичной основной и дополнительной обмотки 100 В при классе точности 0,5. На подстанции две секции шин. Отходящих линий 11: шесть линий на I секции и пять - на II секции. Расчет ведется по наиболее нагруженной секции. 23 2.5.5 Выбор трансформаторов собственных нужд Непрерывность процесса передачи и распределения электроэнергии потребителям на подстанции обеспечивается трансформаторами собственных нужд. В качестве источников энергии для них используются понижающие трансформаторы 10/0,4. Мощность потребителей собственных нужд ГПП равна 0,8% от суммарной мощности нагрузки, тогда мощность трансформаторов собственных нужд определяется по формуле: SТСН 0,8 S ГПП , 2 100 (23) 0,8 32 103 SТСН 128 кВА . 200 На подстанции «Октябрьская» установлены два трансформатора собственных нужд ТМ160/10/0,4. То есть, исходя из расчетов, трансформаторы не испытывают перегрузок, следовательно, в замене не нуждаются. 2.6 Выбор ячеек комплектных распределительных устройств 10 кВ При напряжении 10 кВ в настоящее время наибольшее распространение получили комплектные распределительные устройства (КРУ) с вакуумными выключателями. Комплектная распределительная установка КРУН-10 кВ (наружной установки) комплектуется малогабаритными ячейками К-59. Данные ячейки отвечают современным требованиям эксплуатации, имеют выкатные тележки с вакуумными выключателями, безопасный доступ к любому элементу КРУ-10. Технические данные ячеек К-59 представлены в таблице 9. 6, 10 630, 1000, 1000, 1600, 1600 2000, 3150 ВК-10, ВКЭ20, 31,5 51, 81 М-10, ВВЭ-М10, ВВП-10 Трансформатор тока Выключатель стойкости, кА электродинамической Номинальный ток выключателей, кА отключения Номинальный ток сборных шин, А Номинальный ток шкафа КРУ, А Номинальный ток напряжение, кВ Номинальное Таблица 9 – Технические данные ячеек серии К-59 ТЛМ, ТЛК 24 При выборе аппаратов с низкой стороны следует сначала выписать номенклатуру ячеек, предназначенных для установки в данном РУ в соответствии с заданием и принятой схемой электрических соединений. Количество этих ячеек также зависит от схемы подстанции. На каждой секции шин необходимо предусмотреть 1-2 резервные ячейки, а так же место для установки шкафа ККУ (комплектных компенсирующих устройств). Затем для каждого типа ячеек следует выписать аппараты, поставляемые в комплекте с ней, шины, тип привода и сравнить их данные с расчетными. Кроме того необходим провести расчет шинного моста. 2.7 Выбор выключателей 10 кВ. Выключатели РУ НН выбираются по тем же условиям, что и на стороне ВН. С расчетными данными необходимо сравнивать номинальные данные тех выключателей, которые поставляются в комплекте с выбранной ячейкой. При этом проверку необходимо проводить для трех типоразмеров выключателей: в ячейке ввода, секционной ячейке и в ячейке отходящих линий. 2.8 Выбор ограничителей перенапряжения Для защиты подстанции от перенапряжений применяют разрядники и ограничители перенапряжения. По сравнению с вентильными разрядниками ограничители перенапряжений обладают глубоким уровнем ограничения всех видов перенапряжений; отсутствием сопровождающего тока после затухания волны перенапряжения. Для КРУ 10 кВ выбираем ограничители 10/12/10/1-III УХЛ1, для ОРУ 110 кВ ОПНп - ОПНп-110/73/10/2-III УХЛ1, для защиты нейтрали трансформатора оставляем разрядник РВС-35. 2.9 Совершенствование систем учёта электроэнергии Для автоматизации, контроля и учёта электроэнергии и мощности с учётом сложившейся системы и необходимостью дальнейшего её развития на ПС 110 кВ «Октябрьская» рекомендуется замена счётчиков различной модификации на интеллектуальные счётчики серии Альфа и дополнительная установка для передачи информации мультиплексора-расширителя производства “ABB ВЭИ Метроника”. 25 Рисунок 5 – Счётчик ЕвроАльфа Так как на подстанции невозможна передача мощности в систему, то на отходящих линиях 10 кВ устанавливаем счётчики ЕвроАльфа, позволяющие измерять активную энергию и максимальную мощность.. Счётчики устанавливаем на вводе 0,4 кВ от трансформаторов собственных нужд. Подключение всех счётчиков осуществляем через трансформаторы тока. Такие схемы подключения счётчиков позволяют использовать выбранные трансформаторы тока и напряжения не только для релейной защиты, но и для учёта электроэнергии как высоковольтных линий 110 кВ и 10 кВ, так и для учёта электроэнергии, идущей на собственные нужды подстанции. Эффективность в применении, удобство в обслуживании – лучшие решения для информационных технологий и автоматизированных систем. ЕвроАльфа – многотарифный, микропроцессорный трёхфазный счётчик электроэнергии. Счётчик ЕвроАльфа отвечает всем требованиям Госстандарта. Поэтому существует полная уверенность его надёжной работы. ВЫВОД ПО ГЛАВЕ 2 Выбранное силовое оборудование на стороне высокого 110 кВ и низкого напряжений 10 кВ проверено по номинальному напряжению и перенапряжениям, токовым нагрузкам и отключающей способности и может быть использовано при реконструкции подстанции 110/10 кВ «Октябрьская». Все оборудование, необходимое для реконструкции выбрано на основании сравнительного анализа с учетом стоимости, надежности работы и климатических условий. Выбранное оборудование проверено по условиям требований экологии и может быть использовано при установке и эксплуатации на подстанции. В данной главе обоснована система учета электроэнергии на базе микропроцессорного счетчика серии Альфа – ЕвроАльфа. Этот счетчик был специально доработан с учетом конфигурации двухтрансформаторной подстанции 110/10 кВ «Октябрьская». Были решены вопросы программирования и установки этих счетчиков. На базе выбранного микропроцессорного счетчика разработана автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ), выбрано программное обеспечение и решены вопросы эксплуатации. 26 ГЛАВА 3 РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ОХРАНЕ ТРУДА И ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ При проектировании электроустановок необходимо принимать меры по обеспечению безопасности. Эти меры имеют целью снижение вероятности негативного воздействия на человека электрического тока, электрической дуги, электромагнитного поля и статического электричества. Задачей раздела безопасности труда является разработка организационных технических решений, которые создают безопасные условия труда на проектируемом объекте. Выполнение норм и правил по безопасности труда обеспечивает необходимую электро-, пожаро- и взрывобезопасность электроустановок. При реконструкции подстанции 110/10 кВ необходимо руководствоваться строительными нормами и правилами (СНиП). 3.1 Меры безопасности при проведении работ на подстанции При проведении работ на оборудовании выкатной тележки, на оборудовании, установленном в отсеке КРУ, и на кабеле тележку полностью выкатывают, запирают автоматические шторки (или дверцы) и вывешивают на ячейке плакат «Не включать – работают люди!». При проведении работ в самом отсеке на верхнюю шторку вывешивается плакат «Стой – напряжение!». На кабели, по которым возможна подача напряжения, накладывается заземление, а затем вывешивается плакат «Работать здесь». Комплектация защитными средствами. Электрические установки любого напряжения укомплектовываются соответствующими защитными средствами в количестве, обеспечивающем выполнение всех возможных в данной электроустановке операций, как в нормальном, так и в аварийном режимах. Комплект защитных средств бригады оперативно ремонтного персонала базы РЭС приведён в таблице 10. Таблица 10 – Комплектация защитными средствами оперативно-ремонтного персонала Средства защиты Штанги изолирующие: - для наложения переносных заземлений - оперативные - измерительные Клещи изолирующие: Указатель напряжения В бригаде эксплуатационного обслуживания ПС,ВЛ,КЛ 1 шт на 10кВ и 1 шт на 110кВ 1 шт на 10кВ и 1 шт на 110кВ 1 шт на 10кВ и 1 шт на 110кВ 1 шт на 10кВ и 1 шт на 110кВ до 1000 В: 2 шт 1 шт на 10кВ и 1 шт на 110кВ 27 Устройства и приспособления для обеспечения безопасности работ при измерениях и испытаниях в электроустановках: указатели напряжения для Фазировки эл.измерительные клещи устройство для прокола кабеля Перчатки диэлектрические Боты диэлектрические Коврики диэлектрические Накладки изолирующие Ручной изолир. инструмент Переносные заземления Плакаты и знаки безопасности Каски защитные Очки или щитки защитные Защитный щиток эл.сварщика Противогаз изолирующий Респиратор Пояс предохранительный Канат страховочный Костюм х/б Рукавицы До и выше 1000 В: по местным условиям не менее 2-х пар 1 пара по местным условиям по местным условиям 2 комплекта по местным условиям, не менее 2-х шт по местным условиям 1 шт на каждого 2 шт 1 шт по местным условиям по местным условиям по местным условиям по местным условиям 1 шт на каждого 1 пара на каждого При приеме на работу работники должны иметь соответствующую профессиональную подготовку либо пройти обучение в специализированных центрах подготовки персонала; пройти медицинский осмотр; прослушать вводный инструктаж, первичный инструктаж на рабочем месте. Стажер закрепляется за опытным работником. Стажировка проводится от 2 до 14 смен. 3.2 Заземляющее устройство подстанции «Октябрьская» В пределах территории подстанции возможно замыкание на землю в любой точке. В месте перехода тока в землю возникают значительные потенциалы, опасные для людей, находящихся вблизи. Для устранения этой опасности на подстанции предусмотрены заземляющие устройства, назначение которых заключается в снижении потенциалов до приемлемых значений. 28 Рисунок 19 – Вертикальный стержневой заземлитель На подстанции возле каждого молниеотвода устанавливается по три стержня, а у каждого ОПНа (ограничителя перенапряжения) – по одному стержню. К заземляющим устройствам ОРУ присоединяются заземляющие тросы ЛЭП и все естественные заземлители подстанции. 3.3 Защита от атмосферных перенапряжений Линия 110 кВ защищается от атмосферных перенапряжений тросовым молниеотводом по всей длине. Тросовый молниеотвод заземляется на каждой опоре. Также тросовый молниеотвод соединяется с заземляющим устройством подстанции. Подстанция защищается четырьмя отдельно стоящими молниеотводами. 3.4 Мероприятия по пожарной безопасности. Пожаротушение подстанции обеспечивается первичными средствами: ручными порошковыми и углекислотными огнетушителями, ящиком с песком 0,5 м3 и передвижными средствами ближайшего пожарного депо. На подстанции предусмотрен щит для хранения пожарного инвентаря и средств пожаротушения. Щит укомплектовывается инвентарем и средствами пожаротушения в соответствии с требованиями правил пожарной безопасности и местными инструкциями по пожарной безопасности. К техническим средствам пожаротушения на подстанции относятся огнетушители порошковые, в электроустановках тушение производится при помощи углекислотных огнетушителей. К простейшим средствам, применяемым для ликвидации огня относят песок и землю. Поясняющие знаки и надписи, указывающие местоположение средств пожаротушения, размещаются на тропах обхода территории ОРУ. Для предотвращения растекания масла при повреждениях маслонаполненных силовых трансформаторов, проектом предусмотрена сеть маслоотводов со сбором масла в закрытый маслосборник ёмкостью 4 м³. 3.5 Мероприятия по экологической безопасности Воздействия предприятий на природную среду носит комплексный характер, поскольку в технологических процессах современных производств находят применение физико-механические, физико-химические и химико-биологические процессы. Воздействия могут протекать в открытой 29 и скрытой формах. Так, для открытых форм воздействий характерны выбросы (в атмосферу), сбросы (в гидросферу и литосферу) а для закрытых – поля электромагнитных и ионизирующих излучений. При реконструкции подстанции 110/10 кВ «Октябрьская» предусмотрены следующие мероприятия по экологической безопасности: 1) Совершенствование конструкций воздушных линий электропередач с целью уменьшения площади, отчуждаемой под трассы линий, увеличения их пропускной способности и ограничения напряженности электрического поля под проводами линий; 2) Рациональное использование трасс линий электропередач: рекультивация и окультуривание земель, отведенных под трассу, с целью вовлечения их в сельскохозяйственный оборот; 3) Обустройство и рациональное использование площади самой подстанции. Территория должна быть спланирована для снижения вредного воздействия атмосферных осадков и талых вод, обнесена сетчатым забором, засеяна травами. ВЫВОД ПО ГЛАВЕ 3 В данной главе дается общая характеристика проектируемого объекта – подстанции 110/10 кВ «Октябрьская», указано месторасположения объекта и дается анализ природно-климатических условий места расположения. В этом разделе разработаны организационно-технические решения, которые создают безопасные условия труда на проектируемом объекте. Решены вопросы безопасности и охраны труда на объекте. Для этого спроектированы заземляющее устройство и молниезащита подстанции, разработаны вопросы пожарной безопасности. мероприятия по экологической безопасности. Разработаны 30 ГЛАВА 4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕКОНСТРУКЦИИ ПОДСТАНЦИИ 110/10 кВ «ОКТЯБРЬСКАЯ» Для реконструкции систем электроснабжения сельских районов необходимы значительные капитальные вложения, а также материальные и трудовые ресурсы. Поэтому необходимо оценить эффективность предполагаемых вложений на реконструкцию схемы электроснабжения от подстанции «Октябрьская». Для определения балансовой стоимости реконструкции ПС составляется смета капитальных затрат. Полученные результаты приведены в таблице 11. Таблица 11 – Капитальные затраты на реконструкцию подстанции Наименование основных элементов электропередачи Трансформаторы 110 кВ: ТДН 16000/110/10 ЗНГ-110 ТРГ-110 (3 тр-ра в комплекте) Выключатели 110 кВ: ВГТ-110II*-40/2500 Опорные изоляторы 110 кВ: ИОСПК-10-110/480 Разъединители, заземлители: РПГ.2-110/1000 РПГ.1б-110/1000 ЗОН-110 Ограничители перенапряжения: ОПНп-110/73/10/2 ОПНп-10/12/10/2Ячейки К-59 Выключатели 10 кВ: ВВЭ-М-10-31,5/1600 Трансформаторы 10 кВ: ТЛК-10 1500/5 ТЛК-10 1000/5 ТЛК-10 150/5 НАМИ -10-95 Счетчик энергии Альфа А1800 Прогр. комплекс Альфа-центр Телемеханика, связь Замена маслобосборника Итого: Кап. затраты, тыс. руб. Единицы измерения Количество На ед. продукции Всего шт. шт. шт. 2 2 6 7500 330 500 15000 660 3000 шт. 3 1260 3780 шт. 12 7,5 90 шт. шт. шт. 8 2 2 200 160 30 1600 320 60 шт. шт. шт. 4 4 2 33,5 2,2 250 134 8,8 500 шт. 12 125 1500 шт. шт. шт. шт. шт - 2 1 11 2 13 - 4,5 4,5 4,5 50 27 - 9 4,5 49,5 100 351 39 4000 800 32005,8 31 Годовые приведенные затраты представляют собой сумму нормативных отчислений от капитальных вложений К на реконструкцию и годовых издержек на эксплуатацию И, руб./год З Е н К И, (24) где Е н нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений, величина обратная сроку окупаемости ТН ( Е н 0,1 ). В таблице 11 приведены данные о капитальных затратах на оборудование. Без подробных расчетов можно определить, что после реконструкции для обслуживания вновь установленного оборудования в год будет затрачиваться 250,6 у.е. Для сравнения можно привести данные о затратах до реконструкции, это 762,8 у.е., то есть более чем в три раза уменьшились работы по обслуживанию. Основной целью реконструкции, кроме увеличения мощности, является повышение надежности, то есть предотвращение возможного ущерба народному хозяйству. Определим возможный ежегодный ущерб от недоотпуска электроэнергии. Для условий России при учете потребителей только второй и третьей категорий примерные значения удельного ущерба в среднем УУД =170,5 руб/ кВт ч . Это значение рекомендовано научно-техническим советом Министерства энергетики РФ в качестве предельных затрат на предотвращение недоотпуска 1 кВт ч электроэнергии при экономическом обосновании решений по обеспечению надежности сельских электрических сетей. Таблица 12 – Показатели экономической эффективности реконструкции Показатель Капитальные вложения, тыс.руб Годовые приведенные затраты на линию, тыс.руб./ год Годовые приведенные затраты на подстанцию, тыс.руб./ год Общие годовые приведенные затраты, тыс.руб./ год Объём недоотпуска электроэнергии, кВт ч Годовой экономический эффект, тыс. руб. Срок окупаемости капитальных вложений, год Проектный вариант 32005,8 6754,061 3390,034 10144,095 118073,9 9987,505 3,2 Как следует из приведенных расчетов, реконструкция подстанции 110/10 кВ «Октябрьская» экономически целесообразна и оправдана. ВЫВОД ПО ГЛАВЕ 4 В данной главе обоснована экономическая целесообразность реконструкции подстанции 110/10 кВ «Октябрьская» путем значительного увеличения её мощности, замены старого оборудования на новое и внедрения современной системы учета электроэнергии. Проведенный бизнес-план показал правильность и обоснованность принятых инженерных и экономических решений. 32 ЗАКЛЮЧЕНИЕ В представленной работе производится реконструкция ПС 110/10 кВ «Октябрьская» Октябрьского района Челябинской области. Основанием проведения реконструкции явилось то, что необходимо значительное увеличение пропускной способности подстанции с 12,6 МВА до 32 МВА в связи с острым недостатком электроэнергии. К тому же в данном районе производится строительство промышленных объектов, поэтому в ближайшем будущем нагрузка на подстанцию сильно возрастет. К 2025 г. предполагаемая нагрузка на подстанцию вырастет до расчетной пропускной способности подстанции. В результате реконструкции планируется заменить силовые трансформаторы Т1 и Т2 типа ТМН-6300/110/10 на трансформаторы типа ТДН-16000/110/10. В ОРУ 110 кВ предусматривается замена масляных выключателей типа ВМТ-110Б на элегазовые типа ВГТ-110. Предусмотрена также замена разъединителей, трансформаторов тока (масляных типа ТФЗМ-110Б на элегазовые типа ТРГ-110), трансформаторов напряжения, изоляторов. Существующие разрядники типа РВС110 планируется заменить на ограничители перенапряжения. Выбор силового оборудования проводился на основе расчетов токов (номинальных и короткого замыкания), напряжений и перенапряжений. Все оборудование, необходимое для реконструкции выбрано на основании сравнительного анализа с учетом стоимости, надежности работы и климатических условий, требований экологии. Коммутационное оборудование было проверено по отключающей способности. Для силовых трансформаторов разработана релейная защита, включающая все виды токовых защит и газовую защиту. В процессе прохождения практики были разработаны организационно-технические решения, которые создают безопасные условия труда на проектируемой подстанции, решены вопросы безопасности и охраны труда на этом объекте. Для повышения безопасности труда спроектированы заземляющие устройства и молниезащита подстанции, разработаны вопросы пожарной безопасности. Разработаны мероприятия по экологической безопасности и охране природы. Обоснована экономическая целесообразность реконструкции подстанции 110/10 кВ «Октябрьская» путем значительного увеличения её мощности, замены старого оборудования на новое и внедрения современной системы учета электроэнергии. Проведенный бизнес-план показал правильность и обоснованность принятых инженерных и экономических решений. За время прохождения практики были изучены основы организации предприятия, структура энергетического хозяйства предприятия, права и обязанности руководителей (от директора до мастера); мероприятия по безопасному ведению работ в электроустановках, защитные средства и правила пользования ими; технические схемы производства и распределения тепловой и электрической энергии; назначение, принципы работы и конструкция основного энерго- и электротехнического оборудования; 33 вопросы охраны труда на предприятии и правила техники безопасности на производстве; меры защиты окружающей среды от производственных отходов; основы производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии. Кроме теоретических знаний, были получены следующие практические навыки: − выполнение простых инженерных расчётов на компьютере конкретных электротехнических задач; − определение по маркировке типа эксплуатируемого или ремонтируемого оборудования; − освобождение пострадавшего от действия электрического тока и оказание ему первой помощи; − подбор справочных материалов для индивидуального задания; − выполнение простых видов монтажа, наладки, обслуживания, диагностики, ремонта, проведение испытаний оборудования после ремонта, обследование состояния электрооборудования; − умение работать в трудовом коллективе.
