Электроснабжение Ревдинского завода обработки цветных металлов

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время на проектирование подстанций занято огромное количество инженерно-технических работников, накопивших значительный опыт. Однако в бурный прогресс в технике и, в частности, в энергетике выдвигают все новые проблемы и вопросы, которые должны учитываться при проектировании и сооружении современных сетевых объектов.

Главная схема электрических соединений подстанции является тем основным элементом, который определяет все свойства, особенности и техническую характеристику подстанции в целом. При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования и аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме, а также принципиальное решение вопросов защиты, степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции. Последние вопросы в свою очередь оказывают непосредственное влияние на наличие или отсутствие эксплуатационного и ремонтного персонала на подстанции.

При проектировании ГПП ОЦМ решены следующие вопросы, являющиеся исходными для выполнения проекта подстанции:

1.     

2.     

3.     

4.     

5.     

6.     

7.     

8.     

9.     

Также в проекте схемы организации эксплуатации подстанции освещены вопросы:

1.     

2.     

Надежность уже выбранной главной схемы электрических соединений определяется надежностью ее составляющих элементов, в число которых входят силовые трансформаторы, отделители, разъединители, короткозамыкатели, сборные шины, выключатели, а также линии электропередачи.

Экономическая целесообразность главной схемы электрических соединений подстанции определяется суммарными минимальными расчетными затратами.

Экономичность главной схемы подстанции достигается за счет:

1. Применения упрощенной схемы без выключателей на высшем напряжении.

2. Избежание создания сложных коммутационных узлов.

3. Применение трехфазных трансформаторов.

Из выше изложенного выше следует, что основными требованиями, которыми должна удовлетворять главная схема электрических соединений подстанции являются:

надежность электроснабжения, экономичность, сохранение устойчивости электропередачи.

Ревдинский завод обработки цветных металлов сегодня считается крупнейшим в отрасли. Продукция предприятия хорошо известна не только в стране, где ее получают свыше двух тысяч потребителей, но и за рубежом. Она поставляется в двадцать стран мира.

3 октября 1941г. Советское правительство и Государственный Комитет Обороны приняли постановление об эвакуации Кольчугинского завода.

Трубочный цех эвакуирован в Ревду для строительства и пуска завода по выпуску радиаторных труб, единственного поставщика авиационной и танковой промышленности.

6 декабря 1941г. выпущены первые 56 кг. радиаторной трубки для авиационной промышленности.

20 декабря 1941г. пущена в работу первая электроплавильная печь.

В феврале 1942г. выдал первую прессовую заготовку труб шестисот тонный гидравлический пресс.

В мае 1943г. освоен прокатный стан в электроплавильном цехе. Завод полностью перешел на выпуск продукции из собственной заготовки.

В сентябре 1946г. завод получил первые метры тонкостенных никелевых труб.

В 1950г. установлен и пущен в эксплуатацию первый горизонтальный 1500 – тонный гидравлический пресс, организованно производство труб средних размеров.

В 1957г. введен в эксплуатацию новопрессовый корпус для производства прутков.

Весь выпуск никелевых труб осуществлялся на оборудовании, спроектированном и изготовленном силами завода. Этому способствовало создание лаборатории автоматизации и механизации. За пятнадцать лет себестоимость тонкостенных никелевых труб снизилась в двести раз. Производительность труда возросла в десять раз, суточный выпуск продукции труб в сотни раз.

В 1979г. выдана миллионная тонна цветного проката.

В 1988г. образован новый волочильный цех по выпуску тонкостенных труб из сварной заготовки.

Сегодня на заводе действует полтора десятка таких линий, но чтобы эти мощные линии стабильно работали им необходимо бесперебойное электроснабжение.

1.1 Электрические нагрузки

Электрические нагрузки определяют для выбора и проверки токоведущих элементов (шин, кабелей, проводов) силовых трансформаторов и преобразователей пропускной способности (нагреву), а также для расчета потерь, отклонений и колебаний напряжения, выбора защиты и компенсирующих устройств.

Нагрузка подстанции определяется мощностью потребляемой всеми присоединенными к ее сети электроприемниками и теряемой в электросети. Режим работы электроприемников, зависящий от их назначения и использования, не остается постоянным и изменяется в различные часы суток и месяцы года. Изменяется и потребляемая ими электрическая мощность.

Изменение нагрузки электроприемника или группы электроприемников за сутки удобно изображать графически в виде суточного графика нагрузок. Суточный график представлен на рисунке 1.1. Экономические показатели электрических линий в значительной мере зависят от правильности выбора сечений проводов. Для определения сечения рекомендуют экономические плотности тока jэк  [3, (табл.2.1)].

Определяем максимальную реактивную мощность:

где Pmax – максимальная потребляемая мощность.

Определяем полную максимальную мощность.

График суточной активной и реактивной нагрузок завода [1, (рис.2.8)].

0  1  2  3  4  5  6  7  8  9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24    t(с)

P(кВт),

Q(кВар)

28000

17160

16600

 

 

 

 

 

Рисунок 1.1. График суточной активной и реактивной нагрузок завода.

Определяем расход активной энергии за сутки по площади графика активной нагрузки:

Определяем среднюю активную мощность за сутки:

Определяем коэффициент заполнения графика:

Коэффициент заполнения графика Kз.г. показывает, во сколько раз выработанное (потребленное) количество электроэнергии за рассматриваемый период времени, меньше того количества  электроэнергии, которое было выработано (потреблено) за тоже время, если бы нагрузка установки все время была максимальной.

1.2 Выбор схемы электроснабжения

Питание электроэнергией промышленного предприятия осуществляется от Первоуральской трансформаторной подстанции 220/110 кВ, расположенной на расстоянии 6,7 км от проектируемой ГПП завода.

Ввод осуществляется двумя воздушными линиями, с трансформацией напряжения, с перемычкой на стороне первичного напряжения. Система шин двойная секционная.

Основное оборудование на стороне первичного напряжения:

Силовой трансформатор, линейный разъединитель, отделитель и короткозамыкатель.

Достоинства: надежность устройств, не требует постоянной эксплуатации, а следовательно сокращаются эксплуатационные расходы. Режим работы линии и трансформаторов раздельный, характер резерва неявный.

Распределительное устройство на стороне вторичного напряжения выполнено в виде комплектно-распределительного устройства (КРУ), с малообъемными масляными выключателями на выкатных тележках. От двух трансформаторов с расщепленными вторичными обмотками питается четыре секции шин, в нормальном режиме секции работают раздельно. На секционных выключателях подстанции предусмотрено АВР.

Схема электроснабжения ГПП Ревдинского завода ОЦМ представлена на рисунке 2.1.

FV1

FV3

QS1

QS2

QS3

QS4

QR1

QR2

FV2

QSG1

QSG2

QSG3

QSG4

QN1

QN2

T1

T2

FV4

Q1

Q2

Q5

Q3

Q4

Q6

Л1 110кВ

Л2 110кВ

6кВ 1с.ш.

6кВ 3с.ш.

6кВ 2с.ш.

6кВ 4с.ш.

QSG5

QSG6

Рисунок 2.1. Схема электроснабжения ГПП Ревдинского завода ОЦМ.

1.3 ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Правильный выбор числа и мощности силовых трансформаторов на подстанции является одним, из основных вопросов рационального построения схем электроснабжения. В нормальных условиях трансформаторы должны обеспечить питание всех электроприемников предприятия.

Выбор мощности трансформаторов производится исходя из расчетной нагрузки объекта электроснабжения, числа часов использования максимума, темпа роста нагрузок, стоимость электроэнергии, допустимой перегрузки трансформаторов.

 Так как предприятие имеет I и II категории потребителей, то выбираем двухтрансформаторную подстанцию с неявным резервом и раздельной работой трансформаторов.

Рассмотрим следующие варианты мощности трансформаторов с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме.

Вариант 1.

Два трансформатора мощностью 25МВА (таб. 1.3.1).

Коэффициент загрузки трансформаторов в часы максимума: ,

где: Smax – максимальная потребляемая мощность в кВА,

 Sн –  номинальная мощность трансформатора в кВА.

Допустимая перегрузка в послеаварийный период одного трансформатора до 140% продолжительностью 5 суток и не более 6 часов в сутки [3].

1,4*25 = 35  >  0,6*30634,6 = 16,380 (МВА),

что приемлемо (0,6 -- 60% -- потребители I категории).

Вариант 2.

Два трансформатора мощностью 32 МВА (таб. 1.3.1).

Допустимая перегрузка в послеаварийный период:

1,4*32 = 44,8  >  0,48*30634,6 = 14,704 (МВА).

Вариант 3.

Два трансформатора мощностью 16 МВА (таб. 1.3.1).

Допустимая перегрузка в послеаварийный период:

1,4*16 = 22,4  <  1,9*30634,6 = 58,205 (МВА).

Выбранная мощность трансформаторов (2*16МВА) не обеспечивает электроснабжение предприятия, как в нормальном, так и в аварийном режимах.

Выбранные выше в вариантах 1 и 2 мощности трансформаторов (2*25 и 2*32 МВА) обеспечивают электроснабжение предприятия, как в нормальном, так и в аварийном режимах.

Таблица 1.3.1       Каталожные данные трансформаторов.

Трансформатор,

МВА

Потери, кВт

Ток холостого хода, Iхх  %

Напряжение к.з.,

Uкз  %

DPxx

DРкз

25

32

36

44

120

145

0,8

0,75

10,5

10,5

Каталожные данные таблица П1.1 [1].

Если не учитывать нагрузочную способность трансформаторов, то можно необоснованно завысить выбираемую установленную мощность, что экономически не целесообразно.

Произведем технико-экономический расчет выбранных вариантов трансформаторов.

Капитальные затраты:

Вариант 1                        2*К = 2*640 = 1280 (тыс.руб.)

Вариант 2                        2*К = 2*730 = 1468 (тыс.руб.)

Стоимость трансформаторов определяется по таблице 4.24 [2] с учетом повышения цен (повышающий коэффициент равен 10).

Годовые потери электроэнергии в трансформаторе:

где:

DPxx, DPк.з, Ixx, Uxx – каталожные данные трансформаторов (табл. 3.1);

Kэ – экономический эквивалент реактивной мощности;

Tmax – продолжительность использования максимальной нагрузки

t - время потерь, определяется от Tmax и cosj рисунок 2.3 [3],

t = 7250;

Kз.т. – коэффициент загрузки трансформатора при максимальной нагрузке;

n – количество работающих трансформаторов;

С0 – стоимость одного кВт*ч электрической энергии.

Вариант 1                       

Вариант 2                       

Амортизационные отчисления:

Вариант 1

Сa = 0,063*K = 0,063*1280 = 80,64 (тыс.руб.)

Вариант 2

Сa = 0,063*K = 0,063*1468 = 92,48 (тыс.руб.)

 

Где: 0,063 – амортизационные отчисления на оборудование подстанции – 6,3%.

Общие эксплуатационные расходы:

Вариант 1

Сэ = Сп + Сa = 997,615+80,64 = 1078,255 (тыс.руб.)

Вариант 2

Сэ = Сп + Сa = 936,788+92,48 = 1029,268 (тыс.руб.)

Таблица 1.3.2       Сводная таблица сравнения вариантов.

Вариант

Капитальные затраты,

Тыс.руб.

Эксплуатационные расходы,

Тыс.руб.

2*25 МВА

2*32МВА

1280

1468

1078,255

1029,268

Т.к. в первом варианте меньше капитальные затраты, а во втором эксплуатационные расходы, то для выбора трансформаторов определяем срок окупаемости.

Т.к. срок окупаемости меньше 7 лет, то принимаем вариант с меньшими эксплуатационными расходами, т.е. два трансформатора мощностью 32МВА.

В послеаварийном режиме один трансформатор может выдержать полную нагрузку предприятия:

1,4*32 = 44,8  >  30,634 (МВА)

1.4 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Короткие замыкания в электрических системах возникают при нарушении изоляции токоведущих элементов электрических устройств, в результате ее естественного старения (износа), своевременно не выявленного путем профилактических испытаний или каких либо повреждений в эксплуатации.

Возможны повреждения изоляции при перенапряжениях, например, при прямых ударах молнии в провода воздушных линий или распределительные устройства.

Вычисление токов короткого замыкания необходимо для:

1.выбора электрооборудования;

2.выбора средств ограничения токов короткого замыкания;

3.проектирования релейной защиты.

Исходя из этих соображений, и составляют расчетную схему и схему замещения.

Для расчета токов короткого замыкания принимаем метод относительных единиц.

Трансформаторы в нормальном режиме работают раздельно, соответственно и выбираем схему замещения.

Расчетная схема                                                                   Схема замещения

1/0,185

2/0,2

3/0,41

4/5,74

К1

К2

L = 6,7 км

X0 = 0,4 Ом/км

Sc = ¥

Sк = 5404,5 МВА

U н1 = 110 кВ

Sт = 32 МВА

Uк. = 10,5 %

Uн2 = 6 кВ

К1

К2

Рисунок 1.4.1                                                                               Рисунок 1.4.2

 Примем: Sб = 1000 МВА, Uб1 = 115 кВ, Uб2 = 6,3 кВ,

      где:      Sб – базисная мощность,

                  Uб1 – базисное напряжение на стороне первичного напряжения,

                  Uб2 – базисное напряжение на стороне вторичного напряжения.

Определяем базисные токи:

Определение относительных базисных сопротивлений элементов схемы:

1. Системы          

2. Линии                , где X0 = 0,4 Ом/км    табл. 8.2 [2].

Сопротивление обмотки высшего напряжения трансформатора с расщепленной вторичной обмоткой находим как:

Сопротивление обмотки низшего напряжения трансформатора с расщепленной вторичной обмоткой находим как:

Определение результирующего сопротивления:

 ,

где:            X*б.рез.к1 – результирующее базисное сопротивление в точке К1,

                  X*б.рез.к2 – результирующее базисное сопротивление в точке К2.

.

Определение токов и мощности короткого замыкания для точки К1:

,

где kу – ударный коэффициент   табл. 7.1 [1].

.

Определение токов и мощности короткого замыкания для точки К2:

,

где kу – ударный коэффициент   табл. 7.1 [1].

.

Таблица 1.4.1       Сводная таблица расчета токов короткого замыкания.

Расчетная точка

X*б.рез.

Iп, кА

iу, кА

Sк, МВА

K1

0,385

13,04

29,65

2597,4

K2

6,535

14,02

36,1

153

Применение трансформаторов с расщепленной вторичной обмоткой, которые имеют повышенное напряжение короткого замыкания, дает возможность существенно ограничить токи короткого замыкания.

1.5 РАСЧЕТ И ВЫБОР ПИТАЮЩЕЙ ЛИНИИ

Экономические показатели питающих линий в значительной мере зависят от правильности выбора сечений проводов. Для определения сечения проводов рекомендуют экономические плотности тока jэк. табл. 2.1 [3]. Так как линии работают в неявном резерве, расчет ведется по току номинального режима.

В качестве питающей линии выбираем сталеалюминевые провода марка АС.

Определяем ток линии в нормальном режиме при максимальной нагрузке:

При максимальной нагрузке линия работает 8 часов в сутки, следовательно:

,

где:            Tmax – продолжительность использования максимальной нагрузки.

Определяем экономическое сечение проводов линии:

,

где:            jэк. – экономические плотности тока.

Выбираем по таблице П 2.2 [1] провод марки АС-70.

Условию нагрева длительным током в аварийном режиме провод АС-70 удовлетворяет:

Iав. = 2*80,39 = 160,78 (А)

Iдоп. = 265  >  160,78 (А),

где:            Iдоп. – длительный допустимый ток голого проводника табл. П2.2 [1].

В нормальном режиме включены обе линии и нагрузка на них составляет:

,

т.е. меньше 80%, где Кзл – коэффициент загрузки линии в аварийном режиме (1,3 – 130%) §3.2 [3].

Поэтому при отключении одной линии, вторая временно может быть перегружена до 57%.

Условию максимальных потерь на корону провод АС-70 удовлетворяет, т.к. при напряжении 110 кВ минимальное сечение проводника марки АС составляет 70 мм2.

Выбранные по длительному току сечения проводников должны быть проверены на потерю напряжения. Нормированных значений потери напряжения нет, однако в ГОСТ 13109-87 указаны предельные значения отклонений напряжения от номинального.

Расчет потери напряжения с учетом продольной составляющей падения напряжения:

,

где:            X = X0*L = 0,4*6,7 = 2,68 – индуктивное сопротивление линии (Ом),

                  R = R0*L = 0,45*6,7 = 3,015 – активное сопротивление линии (Ом),

                   табл. 10-6 [4].

Определение поперечной составляющей падения напряжения:

Определение падения напряжения:

,

что составляет

Выбранное сечение 70 мм2 условию  удовлетворяет, т.к. , а .

Проверка проводов на термическую устойчивость:

Условия проверки:

, где qmin – минимальное сечение по термической стойкости, q – выбранное сечение.

Ст – коэффициент зависящий от допустимой температуры при коротком замыкании и материала проводника. Рекомендуемое значение Ст для алюминиевых проводов 91, Вк – тепловой импульс тока короткого замыкания (А2с).

, где:

tп – время протекания тока короткого замыкания по проводам,

Та – постоянная затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания равная 0,02 (с) табл.7.1 [1]

,

где:      tзт – время действия защиты трансформатора,        

tкз – время включения короткозамыкателя,                                              

tзл – время действия быстродействующей защиты,

tотд – время срабатывания отделителя, стоящего в начале линии.

Провод АС-70 не подходит по термической устойчивости.

По минимальному сечению выбираем провод  АС-95.

Проверка провода АС-95 по длительному току:

Условия проверки:

Iав. = 2*93,96 = 187,92 (А)

Iдоп. = 330  >  187,92 (А)

где:            Iдоп. – длительный допустимый ток голого проводника табл. П2.2 [1].

В нормальном режиме включены обе линии и нагрузка на них составляет:

,

т.е. меньше 80%, где Кзл – коэффициент загрузки линии в аварийном режиме (1,3 – 130%) §3.2 [3].

Поэтому при отключении одной линии, вторая временно может быть перегружена до 61,3%.

Условию максимальных потерь на корону провод АС-95 удовлетворяет, т.к. при напряжении 110 кВ минимальное сечение проводника марки АС составляет 70 мм2

1.6 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ НА СТОРОНЕ ПЕРВИЧНОГО НАПРЯЖЕНИЯ

Электрические аппараты в системе электроснабжения должны надежно работать как в нормальном длительном режиме, так и в условиях аварийного кратковременного режима. К аппаратам предъявляется род общих требований надежной работы: соответствие номинальному напряжению и роду установки; отсутствие опасных перегревов при длительной работе в нормальном режиме, термическая и динамическая устойчивость при коротких замыканиях, а так же такие требования как простота и компактность конструкций, удобство и безопасность эксплуатации, малая стоимость.

При проектировании ГПП на стороне 110кВ выбираем следующее оборудование: трехфазный разъединитель с заземляющими ножами. Основное назначение разъединителя – изолировать участок цепи на время ремонта электрооборудования путем создания видимого воздушного промежутка.

Каталожные данные разъединителя представлены в таблице 6.1.

При питании токов короткого замыкания от системы неограниченной мощности от апериодического тока можно пренебречь , поэтому принимаем приведенное время равным действительному времени протекания токов короткого замыкания через отделитель.

,

где:      tзт – время действия защиты трансформатора,        

tкз – время включения короткозамыкателя,                                              

tзл – время действия быстродействующей защиты,

tотд – время срабатывания отделителя, стоящего в начале линии.

Проверка по длительному току в аварийном режиме: .

Проверка на динамическую устойчивость:

Проверка на термическую устойчивость производится по току термической стойкости заданному заводом изготовителем и расчетному времени термической стойкости.

Аппарат термически стоек если:

где:            Вк – тепловой импульс тока короткого замыкания, А2с

                  Та – постоянная затухания апериодической составляющей, равная 0,02с табл.7.1 [1]

Разъединитель РДЗ-110 по всем условиям выбора подходит.

Короткозамыкатель – разъединитель с автоматическим приводом, используется для создания искусственного короткого замыкания. Каталожные данные короткозамыкателя представлены в таблице 6.1.

Проверка на динамическую устойчивость:

Проверка на термическую устойчивость:

Короткозамыкатель КЗ-110У по всем условиям выбора подходит.

Отделитель – разъединитель с автоматическим приводом, предназначенный для автоматического отключения линии. Каталожные данные отделителя представлены в таблице 6.1.

Проверка по длительному току в аварийном режиме: .

Проверка на динамическую устойчивость:

Проверка на термическую устойчивость:

Отделитель ОД-110/1000 по всем условиям выбора подходит.

Таблица 1.6.1       Каталожные данные выбранного оборудования.

Тип

Номинальное напряжение, кВ

Номинальный ток, А

Термическая стойкость/

допустимое время, кА/с

Амплитуда предельного сквозного тока КЗ, кА

Полное время вкл./выкл., с

Привод

РДЗ-110

110

1000

31,5/3

80

-

ПД-1У1

КЗ-110У

110

-

12,5/3

42

0,12

ПРК-1У1

ОД-110/1000

110

1000

31,5/3

80

0,38-0,45

ПРО-1У1

Независимо от того, защищена воздушная линия от прямых ударов молний или нет, оборудование электроустановок, связанных с воздушными электросетями, может подвергаться воздействию электромагнитных волн и атмосферных перенапряжений, набегающих со стороны линии. Для предотвращения этого необходимо искусственное снижение амплитуды волны, набегающей на установку, что и достигается с помощью  разрядников.

Таблица 1.6.2       Каталожные данные разрядника.

Тип

РВС

Номинальное напряжение сети, кВ (действующее)

110

Наибольшее допустимое напряжение разрядника, кВ

132

Пробивное напряжение, кВ

При 50Гц действующее не менее

238

Импульсное максимальное при 1,5мкс

405

Остаточное напряжение при 3000А не более, кВ

Эксплуатационное

460

При выпуске с завода

420

Число элементов с номинальным напряжением

2*20+2*15

Число единичных искровых промежутков

104

Число вилитовых дисков

92-104

Примечание (состояние нейтрали)

заземлена

Трансформатор тока предназначен для понижения первичного тока до стандартной величины и для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Выбираем, встроенный в силовой трансформатор, трансформатор тока ТВ-110-II.

Проверка трансформатора тока по длительному току в послеаварийном режиме:

Проверка на термическую устойчивость:

Проверка трансформатора по напряжению электроустановки:

Трансформатор тока ТВ-110-II по всем условиям выбора подходит.

Таблица 1.6.3       Каталожные данные трансформатора тока.

Тип

Напряжение ввода, кВ

Вариант исполнения

Номинальный ток (первичный), А

Номинальная нагрузка в классе точности 1, ВА

Термическая стойкость/

Допустимое время,

кА/с

ТВ-110-II

110

600/5

200-600

15

63/3

Выбранное оборудование на стороне первичного напряжения удовлетворяет всем условиям выбора электрооборудования.

Глухое заземление нейтралей трансформаторов, исключая возможность возникновения дуговых перенапряжений и снижая кратность других видов внутренних перенапряжений, оказывается весьма благоприятным с точки зрения атмосферных перенапряжений. Глухое заземление нейтралей уменьшает возможное напряжение промышленной частоты на разрядник, в результате чего оказывается возможным снизить уровень изоляции трансформаторов и другого оборудования подстанций.

Снижение уровня изоляции для электроустановок 110(кВ) и выше, когда стоимость оборудования быстро растет с повышением требований к изоляции, имеет большое экономическое значение.

Для заземления линии, а также нейтрали трансформатора по напряжению установки выбираем однополюсный разъединитель  ЗОН-110.

Таблица 1.6.4       Каталожные данные разъединителя.

Тип разъединителя

Номинальное напряжение,

кВ

Номинальный ток, А

Ток термической устойчивости/допустимое время кА/с

Тип привода

ЗОН-110

110

400

4/10

ПРН-110

Каталожные данные П-17 [3]

Для защиты изоляции трансформатора применяем два разрядника РВС-15 и РВС-35 суммарное номинальное напряжение которых 50(кВ).

Испытательное напряжение нейтрали трансформатора составляет 47(кВ) табл.2-155 [8].

1.7 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ НА СТОРОНЕ вторичного НАПРЯЖЕНИЯ

На стороне вторичного напряжения выбираем к установке следующее оборудование: вводные секционные выключатели, трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, разрядники.

1.7.1 Выбор вводных и секционных выключателей

Выключатели предназначены для включения и отключения электрических цепей под нагрузкой и при коротком замыкании. Выключатель один из самых сложных и ответсвенных аппаратов, в сильной степени влияющий на надежность работы электрической системы.

Расчетные данные:

I¥ = 14,02 кА – установившееся значение тока короткого замыкания.

iу = 36,1 кА – ударный ток короткого замыкания.

Sк = 153 МВА – мощность короткого замыкания.

Iрасч. = 1473,9 А – расчетный ток со стороны вторичного напряжения.

 , где:  – минимальное время срабатывания защиты, ПУЭ рекомендует принимать его в расчетах равным 0,02с;  – собственное время отключения выключателя (для высоковольтных выключателей равно 0,05 – 0,08 с) [3].

По расчетному максимальному току выбираем малообъемный маслянный выключатель ВМП-10К.

Таблица 1.7.1.1    Каталожные данные выключателя.

Тип выключателя

Номинальное напряжение, кВ

Номинальный ток, А

Ток электро-динамической устойчивости, кА

Ток термической устойчивости/допустимое время, кА/с

Ток отключения при напряжении 6кВ, кА

Тип привода

ВМП-10К

10

1500

52

14/10

19,3

ПЭ11

Каталожные данные П-16.1 [3].

Проверка по длительному току:

Проверка на динамическую устойчивость:

Проверка на термическую устойчивость:

,

где:            Tа – постоянная затухающая апериодической составляющей тока таб.1.7.1.1 [1].

Масляный выключатель ВМП-10К термически стоек и по всем условиям выбора оборудования подходит.

1.7.2 Выбор трансформаторов напряжения

Измерительный трансформатор напряжения служит для измерения напряжения в установках переменного тока.

Условия выбора трансформаторов напряжения:

,

где:            Uуст.н – номинальное напряжение установки,

                  U1н – первичное напряжение трансформаторов напряжения,

                  S2 – расчетная нагрузка,

                  Sн – номинальная нагрузка трансформатора напряжения в принятом классе точности.

По напряжению установки выбираем трансформатор напряжения НТМИ-6 (пяти-стержневой).

Таблица 1.7.2.1    Каталожные данные трансформатора напряжения.

Тип трансформатора напряжения

Номинальный коэффициент трансформации

Номинальная мощность в классах точности, ВА

Максимальная мощность, ВА

0,5

1

3

НТМИ-6

50

80

200

400

Каталожные данные П-20 [3].

Таблица 1.7.2.2    Данные приборов.

Прибор

Тип

Мощность одной обмотки

Число обмоток

cosj

sinj

Число приборов

P, Вт

Q, Вар

Счетчик активной мощности

СЭТ 3а – 0,1 – 0,1

1,5

2

0,38

0,95

1

3

7,3

Счетчик реактивной мощности

СЭТ 3р – 0,1 – 0,8

3

2

0,38

0,95

1

6

14,6

Трансформатор напряжения НТМИ-6 удовлетворяет условиям выбора.

1.7.3 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА

      Условие выбора трансформаторов тока:

-        

-        

-        

-        

-        

      По напряжению и расчетному току выбираем трансформаторы тока ТЛМ – 10-2

Таблица 1.7.3.1    Каталожные данные трансформаторов тока.

Тип трансфор-матора

Номинальное напряжение, кВ

Номинальный первичный ток, А

Класс точности сердечников

Электро-динамическая устойчивость, кА

Термическая устойчивость/допустимое время кА/с

Характеристики сердечников

класс точности

вторичная нагрузка, Ом

ТЛМ-10-2

10

1500

Р

81

35,1/1

1

30

Каталожные данные табл. 31.9 [6]

Таблица 1.7.3.2    Данные приборов.

Наименование прибора.

Тип

Класс точности

Потребляемая мощность

тока

напряжения

Амперметр

Э-351

1,5

0,5

-

Счетчик активной энергии для трех проводных цепей

СЭТ 3а – 0,1 – 0,1

2

2,5

1,5

счетчик реактивной энергии для трех проводных цепей

СЭТ 3р – 0,1 – 0,8

2

2,5

3

Проверка трансформаторов тока:

на термическую устойчивость:

на электродинамическую устойчивость: iу<Iдин

iу =81<Iдин =36,1 (кА)

по вторичной нагрузке: Z2 £ Z2 ном

где:            Z2- расчетная нагрузка трансформатора тока, (Ом)

                  Z2 ном  - номинальная нагрузка в выбранном классе точности, (Ом)

 

Индуктивное сопротивление токовых цепей не велико поэтому:

Z2 » R2=Rприб+Rпров+Rк ,

где:            Rприб- сопротивление приборов,

                  Rпров – сопротивление проводов,

                  Rк  - сопротивление контактов (в расчетах принимают равным 0,1 Ом [4])

,

где:            Sприб – суммарная мощность приборов,

                  I2ном – вторичный ток трансформаторов тока.

Для присоединения измерительных приборов к трансформатору тока используем алюминиевые провода длиной:

Расчетная длина провода Iрасч при включении трансформаторов тока в неполную звезду:

Iрасч  = 1,73*I=1,73*25=43,3 (м),

где:            I – фактическая длина провода.

Удельное сопротивление алюминиевых проводов: r=0,0288 Ом*мм2 /м табл. 8-4 [4]

           

где:            S2ном  - номинальная вторичная мощность трансформаторов тока.

           

Необходимое сечение соединительных проводов:

Выбираем алюминиевые провода сечением  S=4 (мм2) (Smin – для соединительных алюминиевых проводов равно 4 (мм2) ПУЭ 3.4).

Z2 » R2=Rприб+Rпров+Rк =0,22+0,1+29,68=30 (Ом)

Номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности:

Z2 =30= Z2 ном =30 (Ом)

Для защиты оборудования от перенапряжений, на стороне вторичного напряжения, по номинальному току выбираем разрядник РВО-6У1 (Т1)

Таблица 1.7.3.3    Каталожные данные разрядника.

Тип

Uн

Наибольшее допустимое напряжение

Пробивное напряжение при частоте 50 Гц (в сухом состоянии и под дождем),

КВ

Импульсное пробивное напряжение (при предразрядном времени 2-20 мкс и полной волне 1,5 мкс,

КВ

Наибольшее остаточное напряжение Кв, при импульсном токе с амплитудой 3000 А

РВО-6У1

(Т1)

6

7,6

Не менее

16

Не более

19

32

25

Каталожные данные [6]

1.8 ВЫБОР ШИН

Шинной конструкцией (шинами) называют неизолированные проводники или систему проводников, укрепленных с помощью изоляторов и предназначенных для электрической связи между элементами электроустановки. Не изолированные проводники дешевле изолированных, обладают большой нагрузочной способностью, проще в монтаже и эксплуатации.

Для распределительных устройств 6кВ выбираем алюминевые шины.

Определение расчетного тока при максимальной нагрузке в послеаварийном режиме (действия АВР при отключении одного из трансформаторов):

Выбираем алюминевые шины коробчатого сечения окрашенные. Табл. 1.8.1.

a

c

r

a

b
 

Рисунок 8.1

Проверка шин на термическую устойчивость.

Условия проверки:

, где qmin – минимальное сечение по термической стойкости, q – выбранное сечение.

Ст – коэффициент зависящий от допустимой температуры при коротком замыкании и материала проводника. Рекомендуемое значение Ст для алюминиевых шин 91.

,

.

Проверка шин на электродинамическую устойчивость.

При проектировании распределительных устройств с жесткими шинами производится определение частоты собственных колебаний для алюминиевых шин. Изменяя длину пролета можно добиться чтобы механический резонанс был исключен, т.е. чтобы f0 > 200Гц.

Длину пролета между изоляторами определим по формуле:

где:            l – длина между изоляторами,

                  J - момент инерции,

                  q – поперечное сечение двух сращенных шин.

Из условия l < l0, длину пролета между изоляторами выбираем равной 1,7м.

Усилия, действующие между фазами при трехфазном коротком замыкании:

,

где:            a – расстояние между осями шин смежных фаз (м).

Определяем механическое напряжение в шинах.

,

где:            W – момент сопротивления шин (каталожные данные двух сращенных шин коробчатого сечения  табл. 17 [5]).

Шины сечением q=2*1010мм2 удовлетворяют условию электродинамической устойчивости:

 [1].

Таблица 1.8.1       Каталожные данные алюминиевых шин коробчатого сечения.

Размеры шин, мм

A

100

B

45

C

6

R

8

Сечение одной шины, мм2

1010

Момент сопротивления, см3

Одной шины

Wx-x

27

Wy-y

5,9

Двух сращенных шин

58

Момент инерции, см4

Одной шины

J x-x

135

Jy-y

18,5

Двух сращенных шин

290

Допустимый ток на две сращенные шины, А

3500

Каталожные данные шин табл.17 [5].

Алюминевые шины коробчатого сечения (q=2*1010мм2) окрашенные по всем условиям выбора шин подходят.

1.8.1 ВЫБОР ИЗОЛЯТОРОВ

Изоляторы являются одним из элементов шинной конструкции, служат для крепления и изоляции шин от заземленных частей. Для крепления жестких шин применяют опорные изоляторы, а при проходе шин через перегородки, междуэтажные перекрытия и стены используют проходные изоляторы.

Опорные изоляторы шинных конструкций выбирают по условию электрической и механической прочности, а проходные изоляторы дополнительно по условию длительного нагрева максимальным током нагрузки.

Для крепления шин выберем изоляторы для наружной установки ШН-6, а для внутренней ОМА-6.

Условие электрической прочности: , где: - номинальное напряжение установки (кВ), --номинальное напряжение изолятора (кВ).

.

Условие механической прочности: , где: F – усилие действующее между фазами при трехфазном коротком замыкании, Fразр – разрушающее усилие на изолятор задается в предположении, что сила приложенная к колпачку изолятора. Т.к. разрушающее усилие на наружный изолятор меньше, чем на внутренний (см. таб. 1.8.1.1), то для расчета используем его данные.

.

Таблица 1.8.1.1    Католожные данные опорных изоляторов.

Вид установки изолятора

Тип изолятора

Разрушающее усилие, Н

Номинальное напряжение изолятора, кВ

Усилие действующее между фазами при трехфазном КЗ, Н

Номинальное напряжение установки, кВ

Наружное

ШН-6

3000

6

649,8

6

Внутреннее

ОМА-6

3750

6

649,8

6

Выбранные опорные изоляторы шинных конструкций по всем условиям выбора изоляторов подходят.

Для проходного изолятора усилие электродинамической силы, действующее на изолятор находим по формуле:

При проходе шин через стену применяем проходные изоляторы для наружной установки ПНБ-10, для внутренней установки применяем проходные изоляторы ПБ-10.

Таблица 1.8.1.2    Каталожные данные проходных изоляторов.

Вид установки изолятора

Тип изолятора

Номинальное напряжение, кВ

Номинальный ток, А

Разрушающее усилие, Н

Номинальное напряжение установки, кВ

Усилие действующее при трехфазном КЗ, Н

Внутренний

ПБ-10

10

1500

7500

6

649,8

Наружный

ПНБ-10

10

1500

7500

6

649,8

 

Выбранные проходные изоляторы динамически стойки, по условиям длительного тока и номинального напряжения подходят.

1.9 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА

Релейной защитой силового трансформатора называется специальное устройство, состоящее из реле и других аппаратов, которые обеспечивают автоматическое отключение поврежденного элемента электрической цепи, если данное повреждение представляет собой непосредственную опасность для этой цепи, или приводить в действие сигнальные устройства.

 Релейная защита должна удовлетворять следующим требованиям:

      - релейная защита должна быть селективной, т.е. отключать только повреждённый участок электрической цепи,

      - релейная защита должна  иметь минимально возможное время срабатывания,

      - релейная защита должна быть достаточно чувствительной ко всем видам повреждений и ненормальным режимам работы на защищаемом участке электрической цепи,

      - релейная защита должна быть надёжной.

 

Защита силовых трансформаторов ГПП.

      К повреждениям трансформатора относятся:

1. Междуфазное короткое замыкание на выводах и в обмотке (последние возникают гораздо реже чем первые).

2. Однофазные короткие замыкания (на землю и между витками обмотки т.е. межвитковые замыкания).

3. «Пожар стали сердечника».

      К ненормальным режимам работы относятся:

1.   Перегрузки, вызванные отключением, например одного из работающих трансформаторов.

2.   Возникновение токов при внешних коротких замыканиях представляющих опасность из-за их теплового действия на обмотки трансформатора.

3.   Недопустимое понижение уровня масла, вызываемое значительным понижением температуры и другими причинами.

      При выполнении защит трансформатора необходимо учитывать некоторые особенности их ненормальной работы:

- броски тока намагничивания при включении трансформатора под напряжение,

- влияние коэффициента трансформации и схем соединения обмоток трансформатора.

      Т.к. ГПП выполнена по упрощенной схеме присоединения к сети электроснабжения, то для отключения повреждений в понизительных трансформаторах применяются короткозамыкатели, автоматически включаемые при срабатывании защит трансформатора и вызывающие короткое замыкание на выводах высшего напряжения, которые ликвидируются защитами питающей подстанции, отключение коротко замыкателя осуществляется вручную.

      Для защиты силовых трансформаторов ГПП использую следующие виды защит:

- Упрощенная продольная дифференциальная защита, выполненная на реле РНТ-565 от междуфазных коротких замыканий.

- Максимально токовая защита со стороны питания от внешних коротких замыканий с блокировкой по минимальному напряжению.

- Максимально токовая защита со стороны 6 кВ от перегрузок.

- Газовая защита от витковых замыканий и других внутри баковых повреждений.

1.9.1 ПРОДОЛЬНАЯ ДИФФЕРИНЦИАЛЬНАЯ ЗАЩИТА

Работа дифференциальной токовой защиты трансформатора.

Схема ДТЗ работает по принципу сравнения токов по концам защищаемого элемента сети.

Для работы этой защиты с обеих сторон защищаемого объекта установлены трансформаторы тока. При нормальном режиме и при коротких замыканиях вне защищаемого контура, ток в реле РНТ будет равен токам погрешности трансформаторов тока от чего и отстраивается ток небаланса.

При повреждении внутри защищаемого объекта ток короткого замыкания проходит только через трансформатор тока ТА1, а тока через ТА7 и ТА9  нет, следовательно токи I2 и I3 равны нулю. Под действием тока протекающего через ТА1, ДТЗ срабатывает и приводит в действие привод короткозамыкателя и электромагниты выключателей Q1 и Q2.

      Среднее значение первичных и вторичных токов для всех сторон защищаемого трансформатора.

Таблица 1.9.1.1

Наименование величины

 

Численное значение  для сторон

ВН

НН

Номинальный ток трансформатора ТРДН-32000/110

 

Коэффициент трансформации трансформаторов тока, ку

Схема соединения трансформаторов тока

 D

 U

 Вторичный ток в плечах защиты,  Iв,А

 

 

где:            ксх  - коэффициент схемы Табл.9.2 [1]

Дифференциальная защита отстраивается от тока небаланса.

Iсз > кн * Iнб,

где:            кн - коэффициент надёжности для реле РНТ-565 равен 1,3 [1],

                  – ток небаланса (А)

 - ток небаланса, обусловленный погрешностью трансформатора тока (А),

 - ток небаланса, вызваный различием сопротивлений (А),

 - относительная погрешность трансформатора тока равная 0,1

 

Ток срабатывания защиты из условия отстройки от расчётного тока небаланса при внешнем коротком замыкании:

где:  - коэффициент отстройки реле § 9.3 [1]

Первичный ток срабатывания защиты из условия отстройки от бросков тока намагничивания:

За предварительное значение Iс.з  принимается большее значение из двух условий:

Расчётный ток срабатывания реле отнесённый к основной стороне:

Расчётное число витков обмотки реле включенного в плечо защиты на основной стороне:

где: 100 (А) – магнито движущая сила срабатывания реле РНТ –565  [1].

Принятое число витков обмотки реле, включенное в плечо защиты на основной стороне:

Расчётное число витков обмотки реле включенного в плечо защиты на неосновной стороне:

Первичный ток небаланса при внешнем коротком замыкании обусловленный округлением расчётного числа витков обмотки реле, включенного в плечо защиты на основной стороне:

Проверка реле на чувствительность:

где: короткое замыкание.

 следовательно защита будет чувствительной.

1.9.2 ГАЗОВАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРА

При возникновении электрических повреждений в обмотках маслонаполненных трансформаторов и на вводах внутри их баков обычно образуются пары масла и возникает интенсивное перемещение масла из бака в расширитель. Это явление используют для защиты трансформатора от всех видов повреждений внутри бака, защиту выполняют при помощи газового реле, устанавливаемого на трубопроводе между баком и расширителем трансформатора.

Газовая защита осуществляется с помощью сигнальных газовых реле РГЧЗ-66.

При незначительных повреждениях в трансформаторе, при слабом газообразовании, газы вытесняют часть масла и уровень его в реле понижается. Это приводит к увеличению силы действующей вниз за счет увеличения масла в чашке, в результате чего замкнутся контакты реле и замкнется цепь сигнализации.

При коротком замыкании в трансформаторе возникает сильное газообразование. Сила потока газа, воздействует на лопасть заставляя чашку реле повернуться тем самым замыкая контакты реле действующего на отключение  трансформатора.

1.9.3 Максимально токовая защита с блокировкой по напряжению со стороны питания

Работа максимально токовой защиты.

Для надежности работы защиты и для повышения чувствительности со стороны питания применяем максимально токовую защиту с блокировкой по минимальному напряжению.

Обмотки реле напряжения присоединены к вторичной обмотке трансформатора напряжения. При нормальном режиме контакты реле разомкнуты, в случае понижения напряжения до напряжения срабатывания контакты реле замыкаются.

Благодаря указанной блокировке защита может действовать на отключение только при срабатывании реле напряжения. Благодаря этому защита не действует на включение короткозамыкателя, даже если токовые реле замкнут свои контакты вследствие перегрузки линии. При коротком замыкании напряжение сети понижается ,и реле минимального напряжения срабатывают, разрешая действовать защите на отключение.

Контакты реле тока МТЗ защищаемого элемента в нормальном режиме работы разомкнуты. При увеличении тока в обмотке реле до определенного значения оно срабатывает и замыкает своими контактами цепь обмотки реле времени. Последнее приходит в действие и через установленную на нем выдержку времени замыкает контактами цепь включающей катушки привода короткозамыкателя.

где: К н – коэффициент надёжности [1]

       К сх – коэффициент схемы [1]

       К в – коэффициент возврата реле [1]

Принимаем ток реле равным  3 (А)

 следовательно защита будет чувствительной .

Междуфазное минимальное напряжение:

1.9.4 Максимально токовая защита от перегрузок на стороне вторичного напряжения

Защита от трансформатора от перегрузки выполняется максимально токовой защитой с одним токовым реле в одной фазе трансформатора, так как перегрузки как правило симметричны.

Для защиты трансформатора ТРДН – 32000/110 защита от перегрузки устанавливается на каждую из расщепленных обмоток. Защита от перегрузки действует через реле времени на сигнал.

Принимаем ток реле равным  9 (А)

 следовательно защита будет чувствительной.

1.10 Автоматика электроснабжения

Применение устройств автоматизации, позволяет повышать надёжность работы систем электроснабжения, применять более простые схемы, улутшать качество электроэнергии и оперативность управления всеми звеньями системы электроснабжения.

Бесперебойность электроснабжения потребителей, в электрических системах обеспечивается не только устройствами релейной защиты, но и некоторыми системами противоаварийной автоматики.

При проектировании ГПП, для бесперебойного электроснабжения, применяем устройство автоматического включения резерва (АВР)

Устройство АВР должно удовлетворять следующим требованиям:

1. Действовать во всех случаях исчезновения напряжения на шинах, в том числе и при коротких замыканиях т.к. эти короткие замыкания могут самоликвидироваться после снятия напряжения с шин.

2. Для предотвращения включения на поврежжённый источник питания, последний должен быть отключен до включения резервного источника.

3. Для сокращения времени перерыва питания потребителей резервный источник питания, должен включаться немедленно после отключения рабочего источника.

4. Включение резервного источника должно быть однократным с тем, чтобы при включении на устойчивое короткое замыкание на шинах, резервный источник отключался релейной защитой без последующего включения.

5. Резервный источник должен включаться лишь втом случае, если сам этот источник готов пирнять на себя нагрузку; обычно условие готовности резервного источника контролируется наличием на нём напряжения.

Работа АВР.

В нормальном режиме выключатели Q1 и Q2 первой ивторой секций ГПП включены, секционный выключатель Q3 отключен.

При аварии (например на первой секции) теряет питание реле напряжения RV1 и реле времени КТ1, которое с выдержкой времени отключит выключатель Q1, через промежуточное реле KL1 отключает реле КТ3, которое с выдержкой времени включит контактор КМ подав питание на электромагнит включения выключателя Q5.

Однократность включения АВР обеспечивается реле KL1 и контактом выключателя Q5 в цепи управления.

1.11 РАСЧЕТ ЗАЗЕМЯЮЩЕГО И ГРОЗОЗАЩИТНОГО УСТРОЙСТВА

1.11.1 ЗАЩИТА ЛИНИИ 110 кВ ОТ УДАРОВ МОЛНИИ

Линии 110 кВ на металлических опорах защищаются тросовыми молниеотводами по всей длине линии.

Защитный уровень линий 110 (кВ) должен составлять 125 (кА).

a=20о  - защитный угол между тросом и проводом,

Отношение числа ударов в провода к полному числу поражений линии равно 0,001  табл.44-1 [4].

 Длина пролета 300 (м), расстояние между проводом и тросом в середине пролета 6 (м) табл.44-2 [4].

Исходные данные для расчета грозоупорности линии:

1.Ток молнии:

Вероятность U (%) того, что амплитуда тока молнии превысит некоторое значение Iмакс  (кА) определяется по фиг.44-2 [4] откуда U=0.8(%)

Фронт волны подчиняется уровнению:

При Iмакс ³100  (кА)   расчет производится при максимальной крутизне фронта

 (dim/dt)макс = 50 (кА/мксек)

так что: w=100/ Iмакс  =100/125=0,8

2.Коэффициент связи - отношение индуктивного напряжения на изолированном проводе к индуктирующему напряжению на параллельном проводе.

Геометрический коэффициент связи К определяется по номограмме  фиг.44-4 [4] и тавен 0,16

Увеличение коэффициента связи при наличии короны учитывается умножением К на коэффициент  b=1,4   табл.44-4 [4]

3. Индуктированные перенапряжения:

Амплитуда напряжения, индуктируемого на проводах линии без тросов зарядами канала молнии в вершину опоры:

Uинд  = а*h = 22,5*20 =450 (кВ),

 где:           а - определяется по  фиг.44-5 [4]

                  h - средняя высота подвеса провода

Для всех типов линий с тросами:

U’инд = Uинд *(1-b*К) = 349,2 (кВ)

4. Индуктивность тросов:

С учетом уменьшения волнового сопротивления тросов под действием короны индуктивность тросов в пролете между дмумя соседними опорами приближенно равна:

Lтр »L (мкГн), где: Lтр =300 (мкГн), L - длина пролета (м)

5. Вероятность перехода импульсного перекрытия в устойчивую силовую дугу  фиг.44-6 [4]

6. Индуктивность опор:

L=Z оп *h оп/300 = 100*30/300 = 10 (мкГн),

где: hоп - полная высота опоры,

       Zоп - табл.44-5 [4]

Расчет защитного уровня линии с тросами при ударе молнии в вершину опоры.

 Напряжение изоляции опоры:

По вычисленному Uоп  находится произведение Iз *R  с помощью  фиг.44-9 [4]  откуда определяется необходимое R  для соблюдения заданного Iз 

Iз *R=750 (кВ), откуда R=6 (Ом)

Ток опоры:

Напряжение на изоляции опоры :

что вполне приемлимо т.к. импульсное разрядное напряжение линейных изоляторов 7*П-4,5  U50% = 780 (кВ) 

1.11.2 ЗАЩИТА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ОТ ПРЯМЫХ УДАРОВ МОЛНИИ

Открытые распределительные устройства и здания, от прямых ударов молнии защищаются стержневыми молниеотводами.Для защиты ГПП принимаем 4 стержневых молниеотвода высотой h=20(м), расстояние между молниеотводами а1 =35(м), а2 =45(м), высота защищаемого объекта hх =10(м), размеры объекта b*c=30*50(м)

Активная высота молниеотвода:

h a =h-h x = 20-10 = 10(м)

Коэффициент учитывающий разные высоты молниеотвода:

Середина расстояния между молниеотводами на высоте :

Граница защищаемой зоны:

где: r x – радиус защищаемой зоны

Наименьшая ширина зоны защиты молниеотвода dx в горизонтальном сечении на высоте hx  определяется по кривым  рис.12.10а  [1]. Для молниеотводов высотой до 30(м) отношение а/ha  находится в приделах от 0-7, молниеотводы взаимодействуют только в том случае, если а/ha Ј 7.

Для определения ширины защитной зоны dx  определяют отношение а/ha 

а1 /hа = 35/10 = 3,5 < 7

а2 /hа = 45/10 = 4,5 < 7

Находим отношение h x /h = 10/20 = 0,5

dx1 /2ha = 0,75  рис.12.10а [2] отсюда dx1 =0,75*2ha= 0,75*2*10 = 15(м)

dx2 /2ha =0,6  рис.12.10а [2] отсюда dx2 =0,6*2ha= 0,6*2*10 = 12(м)

 

d 1,2 = d x1 /2 = 7,5(м)

d 2,3 = d x2 /2 = 6(м)

 

Условие защиты всей площади:

D  £8ha

D - расстояние по диагонали между молниеотводами.

8*ha = 8*10 = 80(м)

 

D = 57<8ha = 80(м)

Защищаемый объект полностью находится в зоне защиты молниеотводов.

1.11.3 РАСЧЕТ СОПРОТИВЛЕНИЯ ЗАЗЕМЛЕНИЯ

Согласно ПУЭ в электроустановках с большим током замыкания на землю, допускается выполнение заземлительных устройств с соблюдением требований предъявляемых к сопротивланию заземления, которое не должно превышать 0,5(Ом), а в электроустановках 6-35(кВ) с изолированной нейтралью 10(Ом)

Сопротивление заземляющего устройства при использовании естественных заземлителей:

R з1 =R е *R и /( R е +R и)

Сопротивление заземления железобетонного фундамента здания:

где: r- удельное сопротивление грунта равное 0,9*104 (Ом*см) табл.8.1 [1]

         S - площадь ограниченная периметром здания, (м2)

     

S = b*c = 10*30 = 300(м)

где: b и c - соответственно ширина и длина здания.

R е = R ф*R т /( R ф+R т) = 5,19*6 / (5,19+6) = 2,78(Ом)

где: R т - сопротивление заземленного троса линии 110 (кВ)

Для обеспечения Rз=0,5(Ом) необходимо выполнить дополнительные искусственные заземлители.

Rи = Rе*Rз /( Rе-Rз) = 2,78*0,5 / (2,78-0,5) = 0,6(Ом)

 

Расчетное сопротивление искусственного заземлителя из нескольких электродов, соединенных соединительной полосой

R и = R в*R г /(R в+R г)

Суммарное сопротивление всех вертикальных электродов

R в = R о.в /( n*hв)

где: n - число электродов

         hв  - коэффициент использования электродов, характеризующий степень использования его поверхности из-за экранирующего влияния соседних электродов  рис.22-6 [3]

       R о.в -  сопротивление одиночного вертикального заземления

R о.в = 0,00318*r = 28,6 (Ом)

Вертикальный заземлитель выполнен электродами из угловой стали 50*50*5(мм) и длиной 2,5(м), на расстоянии 2,5(м) друг от друга a/l = 1. Контур выполнен из полос 40*4(мм) проложенных на глубине 0,7(м)

Для выравнивания потенциала внутри контура прокладываем 4 уровнительные полосы .В этом случае общая длина горизонтальных полос составит:

Lг = 30*2+40*6 = 300(м)

Всего необходимо разместить:

n=Lг /а = 300/2,5 = 120 ( электродов)

R в = R о.в /( n*hв) = 28,6/(120*0,35) = 0,68 (Ом)

Сопротивление горизонтального заземлителя уложенного на глубине 0,7(м) с учетом экранирования:

где:            lг - длина заземлителя (м)

                  в - ширина полосового заземлителя (м)

                  t - глубина заложения (м)

                  Км - коэффициент сезонности равный 2,3  табл.6,5 [7]

                  hг -  коэффициент использования горизонтальной полосы с учетом экранирующего влияния вертикальных электродов §22-2 [3]

                  r - удельное сопротивление грунта  90 (Омм)  табл.8.1 [1]

Сопротивление искусственного заземления:

Rи = Rв*R г /( Rв+Rг) = 0,68*4,2/(0,68+4,2) = 0,58 (Ом)

Сопротивление заземления:

Rз1 =Rе *R и /( Rе +Rи) = 2,78*0,58/(2,78+0,58) = 0,48 (Ом)

 Для электроустановки 6(кВ) с изолированной нейтралью, сопротивление заземляющего устройства в любое время года должно быть:

R з2 = 250/ I з

где: I з -  расчетный ток замыкания на землю (А)

I з = Uн *35*L к / 350 = 6*35*11,322 / 350 = 6,79 (А)

где: Uн -  вторичное напряжение трансформатора (кВ)

        Lк -  длина кабельных линий (км)

Сопротивление заземляющего устройства:

R з2 = 250/ I з = 250 / 6,79 = 36,8 (Ом)

Из данных расчетов для электроустановки принимаем меньшее сопротивление принимаем меньшее сопротивление из двух расчетных т.е.

Rз2 > Rз1 Þ Rз = 0,48 (Ом)

Внутреннюю сеть заземления выполняют в виде магистраллей заземления проложенных во всех помещениях электроустановки. С заземлителями внутреннюю сеть соединяют в нескольких местах. Выполняют сеть заземления стальными полосами сечением не менее 24(мм2), при толщине не менее 3(мм). Все соединения заземляющих проводников между собой и с заземлителем выполняют сваркой.

Каждый заземляющий элемент установки присоединяют к заземлителю при помощи отдельного ответвления.

К кожухам электрооборудования заземляющие проводники присоединяют при помощи болтов или сварки.

Открыто проложенные заземляющие проводники окрашивают в фиолетовый цвет.

Для снижения напряжения прикосновения у рабочих мест может быть выполнена подсыпка щебня слоеем толщиной 0,1-0,2 (м).

2.1 РАСЧЕТ СПИСОЧНОЙ ЧИСЛЕННОСТИ РАБОЧИХ ПОДСТАНЦИИ

Таблица 2.1.1       Годовой график ППР электрооборудования

Наименование электрооборудования

Тип электрооборудования

Периодичность ремонта

нормы времени на ремонт в ч/ч в год

текущ. капитал

Месяцы

Всего,

ч/ч

Т

К

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

ОРУ-110 кВ 1С.Ш

Линейный разъединитель

РДЗ -110

к-2т-к

25

76

К

Трансформатор силовой

ТРДН 32000/110

к-2т-к

208

625

К

Коротко- замыкатель, фаз А, В, С

к-2т-к

24

72

К

Отделитель

ОД

к-2т-к

25

76

К

Секционный разъединитель

РДЗ - 110

к-2т-к

25

76

К

Вентильный разрядник

РВС

к-2т-к

9

36

К

Таблица 2.1.2       Баланс рабочего времени одного рабочего в год.

Показатели

12 - ти часовой рабочий день

8 - ми часовой рабочий день

Календарное время

365

365

Выходные и нерабочие дни

182

104+10=114

Номинальный рабочий фонд рабочего времени, Тэф

365-182=183

365-114=251

Невыходы на работу по причинам:

Очередные отпуска

24

36

Болезни

11

10

Выполнение гос.обязанностей

0,5

0,5

Учебный отпуск

0,5

0,5

Итого невыходов

36

47

Эффективный фонд рабочего времени

183-36=147

251-47=204

Коэффициент перехода от явочной численности к списочной:

Для дежурного персонала  К = Тк / Тэф ,

где: Тк – календарное время, Тэф - эффективный фонд рабочего времени.

К = 365/147 = 2,48

Для ремонтного персонала R = Тн / Тэф

где: Т н – номинальный фонд рабочего времени.

R = 251/204 = 1,23

Расчет явочной численности рабочих обслуживающих электрооборудование.

По нормам времени для ремонтного персонала.

Чя =r * Нt * П / (Тэф * К),

где:            Чя – явочная численность ремонтного персонала в смену,

                  Нt – норма времени на ремонт и обслуживание агрегата,

                  Тэф – эффективный фонд рабочего времени,

                  K – коэффициент выполнения норм,

                  П – годовая программа ремонта,

                  r – коэффициент неучтенных ремонтов.

Чя = 1,1*5136/(1,0*204*8) = 3,5 = 4 (ч)

Для оперативного персонала.

Нормы трудоемкости обслуживания, проводимых как самостоятельные операции, принимается с коэффициентом 0,25 норм планового ремонта.

Чя = 1,1*5136*0,25/(1,0*204*8) = 0,5 = 1 (ч)

Диспетчеры выбираются на основании инструкций, т.к. занимаются забором и передачей информации.

Таблица 2.1.3       Расчет списочной численности рабочих.

№

Наименование штатной единицы

Количество смен в сутки

Тарифный разряд

Численность рабочих

Коэффициент списочного состава

Списочный состав

Положено отработать списочному составу

На смену

На сутки

смен

часов

В том числе

Ночные часы

Праздн. часы

1

Оперативный дежурный

2

5

1

2

2,48

4,96

729

8748

2916

240

2

Диспетчер

2

4

1

2

2,48

4,96

729

8748

2916

240

3

Электрослесарь

1

3

1

1

1,23

1,23

251

2008

-

-

4

Электромонтер по ремонту распредсетей

1

4

1

1

1,23

1,23

251

2008

-

-

5

Электромонтер по ремонту распредсетей

1

5

1

1

1,23

1,23

251

2008

-

-

6

Электромонтер по ремонту кабельных линий

1

5

1

1

1,23

1,23

251

2008

-

-

Число рабочих смен определяется умножением эффективного рабочего времени на списочную численность.

Оперативный дежурный: 147*496 = 729 (смен).

Диспетчер: 147*496 = 729 (смен).

Ремонтный персонал: 204*1,23 = 251 (смен).

Количество рабочих часов определяется умножением количества смен на продолжительность смены.

Оперативный дежурный: 12*729 = 8748 (часов).

Диспетчер: 12*729 = 8748 (часов).

Ремонтный персонал: 8*251 = 2008 (часов).

Число ночных часов (время работы с 22 до 6 часов) определяют как 1/3 рабочего времени.

Оперативный дежурный: 8748/3 = 2916 (часов).

Диспетчер: 8748/3 = 2916 (часов).

Число праздничных часов определяют умножением численности рабочих в сутки на количество праздничных дней в году и на продолжительность смены.

Оперативный дежурный: 2*10*12 = 240 (часов).

Диспетчер: 2*10*12 = 240 (часов).

2.2 РАСЧЕТ ФОНДА ОПЛАТЫ ТРУДА РАБОЧИХ И РУКОВОДИТЕЛЕЙ ПОДСТАНЦИИ

2.2.1 РАСЧЕТ ГОДОВОГО ФОНДА ЗАРАБОТНОЙ ПЛАТЫ РАБОЧИХ

Оперативный дежурный: 5-разряд – 45 (руб.)

Диспетчер: 4-разряд – 40 (руб.)

Электрослесарь: 3-разряд – 35 (руб.)

Электромонтер по ремонту распредсетей: 4-разряд – 40 (руб.)

Электромонтер по ремонту распредсетей: 5-разряд – 48 (руб.)

Электромонтер по ремонту кабельных линий: 5-разряд – 45 (руб.)

Заработная плата по тарифу определяется умножением сменной тарифной ставки на количество смен.

Оперативный дежурный: 45*729=32805 (руб.)

Диспетчер: 40*729=29160 (руб.)

Электрослесарь 3-разряд: 35*251=8785 (руб.)

Электромонтер по ремонту распредсетей 4-разряд: 40*251=10040 (руб.)

Электромонтер по ремонту распредсетей 5-разряд: 48*251=12048 (руб.)

Электромонтер по ремонту кабельных линий 5-разряд: 45*251=11295 (руб.)

Доплата за ночные часы работы определяется умножением числа ночных часов работы на доплату за каждый час. Доплата за каждый час ночной работы составляет 40% тарифной ставки.

Оперативный дежурный: 45/8*0,4*2916=6561 (руб.)

Диспетчер: 40/8*0,4=5832 (руб.)

Доплата за работу в праздничные определяется умножением часовой тарифной ставки на количество праздничных часов.

Оперативный дежурный: 45/12*240=900 (руб.)

Диспетчер: 40/12*240=800 (руб.)

Основная заработная плата определяется как сумма зарплаты по тарифу плюс сумма премии, доплата за ночные часы и праздничные часы.

Оперативный дежурный: 32805+6561+6561+900=46827 (руб.)

Диспетчер:  29160+5832+800=41624 (руб.)

Для ремонтного персонала ночные и праздничные часы не рассчитываются.

Электрослесарь 3-разряд: 8785+1318=10103 (руб.)

Электромонтер по ремонту распредсетей 4-разряд: 10040+1506=11546 (руб.)

Электромонтер по ремонту распредсетей 5-разряд:12048+1807=13855 (руб.)

Электромонтер по ремонту кабельных линий 5-разряд:11295+1694=12989 (руб.)

Районная надбавка к основной заработной плате на Урале составляет 15%.

Оперативный дежурный: 46827*0,15=7024 (руб.)

Диспетчер:  41624*0,15=6234 (руб.)

Электрослесарь 3-разряд: 10103*0,15=1515 (руб.)

Электромонтер по ремонту распредсетей 4-разряд: 11546*0,15=1732 (руб.)

Электромонтер по ремонту распредсетей 5-разряд: 13855*0,15=2078 (руб.)

Электромонтер по ремонту кабельных линий 5-разряд : 12989*0,15=1948 (руб.)

Основная заработная плата с учетом надбавки.

Оперативный дежурный: 7024+46827=53851 (руб.)

Диспетчер: 6234+41624=47686 (руб.)

Электрослесарь 3-разряд: 1515+10103=11618 (руб.)

Электромонтер по ремонту распредсетей 4-разряд: 1732+11546=13278 (руб.)

Электромонтер по ремонту распредсетей 5-разряд: 2078+13855=15933 (руб.)

Электромонтер по ремонту кабельных линий 5-разряд : 1948+12989=14937 (руб.)

Дополнительная заработная плата 12,5%.Дополнительная заработная плата выплачивается за неотработанное время предусмотренное трудовым законодательством: оплата очередных отпусков, учебных дней подростков, льготных отпусков, дней выполнения гособязанностей.

Оперативный дежурный: 53851*0,125=6731 (руб.)

Диспетчер: 47686*0,125=5961 (руб.)

Электрослесарь 3-разряд: 11618*0,125=1452,25 (руб.)

Электромонтер по ремонту распредсетей 4-разряд: 13278*0,125=1659,75 (руб.)

Электромонтер по ремонту распредсетей 5-разряд: 15933*0,125=1991,625 (руб.)

Электромонтер по ремонту кабельных линий 5-разряд: 14937*0,125=1867,125 (руб.)

                 

Общий фонд заработанной платы.

Оперативный дежурный: 53851+6731=60582 (руб.)

Диспетчер: 47686+5961=53647 (руб.)

Электрослесарь 3-разряд: 11618+1452=13070 (руб.)

Электромонтер по ремонту распредсетей 4-разряд: 13278+1660=14938 (руб.)

Электромонтер по ремонту распредсетей 5-разряд: 15933+1992=17925 (руб.)

Электромонтер по ремонту кабельных линий 5-разряд: 14937+1867=19804 (руб.)

Среднемесячная заработная плата рабочего определяется делением годового фонда заработной платы на списочную численность рабочих и на 12 месяцев.

Оперативный дежурный: 60582/2,48/12=2036 (руб.)

Диспетчер: 53647/2,48/12=1803 (руб.)

Электрослесарь 3-разряд: 13070/1,23/12=886 (руб.)

Электромонтер по ремонту распредсетей 4-разряд:14938/1,23/12=1012 (руб.)

Электромонтер по ремонту распредсетей 5-разряд: 17925/1,23/12=1214 (руб.)

Электромонтер по ремонту кабельных линий 5-разряд:19804/1,23/12=1138 (руб.)

Таблица 2.2.1.1    Сводная таблица расчета фонда оплаты труда рабочих.

Наименование штатной единицы

Тарифная Ставка в смену, (руб.)

Зарплата по тарифу, (руб.)

Премия из фонда заработной платы

Доплата, (руб.)

Всего основная заработная плата, (руб.)

Районная надбавка 15%, в (руб.)

Основная заработная плата сучетом надбавки, (руб.)

Дополнительная заработная плата  12,5% от основной, (руб.)

Общий фонд заработной платы, (руб.)

Среднемесячная заработная плата одного рабочего в год, (руб.)

%

Сумма, (руб.)

Ночные часы

Празднич-ные

оперативный дежурный

45

32805

20

6561

6561

900

46827

7024

53851

6731

60582

2036

диспетчер

40

29160

20

5832

5832

800

41624

6234

47686

5961

53647

1803

Электрослесарь

35

8785

15

1318

-

-

10103

1515

11618

1452

13070

886

электромонтер по ремонту распред сетей 4-разряд

40

10040

15

1506

-

-

11546

1732

13278

1660

14938

1012

Электромонтер по ремонту распред сетей 5-разряд

48

12048

15

1807

-

-

13855

2078

15933

1992

17925

1214

Электромонтер по ремонту кабельных линий 5-разряд

45

11295

15

1694

-

-

12989

1948

14937

1867

16804

1138

ИТОГО:

176966 (руб.)

2.2.2 РАСЧЕТ ГОДОВОГО ФОНДА ОПДАТЫ ТРУДА РУКОВОДИТЕЛЕЙ ПО МЕСЯЧНОМУ ОКЛАДУ

Месячный оклад старшего мастера- 1500 (руб.),  премия - 40%.

Годовой фонд заработной платы:

 1500*12=18000 (руб.)

Годовой фонд заработной платы:

18000*1,0=18000 (руб.)

Сумма премии:  18000*0,4=7200 (руб.)

Общий фонд с учетом премии:  18000+7200=25200 (руб.)

Районная надбавка  15%: 25200*0.15=3780 (руб.)

Всего фонд заработной платы:  25200+3780=28980 (руб.)

Таблица 2.2.2.1    Сводная таблица расчета фонда  оплаты труда руководителя.

Наименование штатной единицы

Количество  единиц

Месячный оклад по штатному расписанию

Годовой фонд заработной платы, (руб.)

Коэффициент занятости рабочих

Годовой фонд с учетом занятости, (руб.)

Премия %

Сумма премии, (руб.)

Общий фонд с учетом премии, (руб.)

Районная надбавка - 15%

Всего фонд оплаты труда руководителя

Старший мастер

1

1500

18000

1.0

18000

40

7200

25200

3780

28980

2.3 РАСЧЕТ СУММЫ АМОРТИЗАЦИОННЫХ ОТЧИСЛЕНИЙ ОСНОВНЫХ ФОНДОВ

Таблица 2.3.1

Наименование оборудования

Количество, (шт.)

Цена, (руб.)

Сумма, (руб.)

Амортизация

%

 руб.

Трансформатор силовой  ТРДН-32000/110

2

734000

1468000

8,2

120376

Разъединитель трех фазный наружной установки РДЗ-110

4

47500

190000

7,4

14060

Ячейки КРУ-6кВ

48

64890

3114720

8,5

264751

Разрядник вентильный РВС-110

6

34700

208200

4

8328

Здания и сооружения ГПП

1

500000

500000

1,2

6000

ИТОГО:

5480920

413515

2.4 РАСЧЕТ СМЕТЫ ЗАТРАТ НА СОДЕРЖАНИЕ ПОДСТАНЦИИ

Таблица 2.4.1

 Наименование расходов

Сумма, (руб.)

Метод определения затрат

 Амортизация основных фондов

413515

Таблица 14.1

Материалы на содержание основных фондов

 109618

2% от стоимости основных фондов

Материалы на текущий ремонт основных фондов

164429

3% от стоимости основных фондов

 Содержание ИТР

28980

Таблица 13.2

Общий фонд оплаты труда рабочих

176966

Таблица 13.1

Охрана труда

10297

5% от общего фонда заработной платы рабочих и ИТР

Начисления в пользу соц. страха

79289

38.5% от общего фонда заработной платы рабочих и ИТР

 Собственные нужды ГПП

69233

Расчет сметы затрат на собственные нужды ГПП

 Прочие расходы на содержание ГПП

16476

8% от общего фонда заработной платы рабочих и ИТР

 Общая сумма затрат на содержание ГПП

 1068803

2.4.1 РАСЧЕТ СМЕТЫ ЗАТРАТ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ГПП

Затраты на потребление электроэнергии ГПП:

Рсоб.ном * Тк * С0  ,

где:            Рсоб.ном   - собственное потребление электроэнергии ГПП в сутки (кВА)

                  Т к -календарное время  (дн)

                  С0  -стоимость 1кВтч электрической энергии, (руб.).

Рсоб.ном * Тк * С0 =250*365*0,4=36500 (руб.)

Потребление хоз.питьевой воды.

Расход хоз.питьевой воды на нужды ИТР:

                             

G1 =1чел*9л*251дн=2,259 м3

 Расход хоз.питьевой воды на нужды рабочих:

G2 =8чел*14л*251дн=28,112 м3

 

Расход хоз.питьевой воды на уборку помещений:

G3 =250 м2 *3л*251дн=210,840 м3

Общий расход хоз.питьевой воды  G 4 =G 1+ G2 +...+G3

G4=2,259+28,112+210,840=241,211 м3

Расход хоз.питьевой воды с коэффициентом неучтенных расходов:

G5 = G4*1,2=241,211*1,2=289,453 м3

Затраты на хоз.питьевую воду:

G5 *2,09=289,453*2,09=605 (руб.)

Расчет за весь объем отпущенной питьевой воды и принятых сточных вод по договору производится предприятием «Ревдаводоканал».

Сброс хоз.бытовых стоков.

Сброс хоз.бытовых стоков с нужд ИТР:

                             

G1 =1чел*15л*251дн=3,765 м3

 Расход хоз.бытовых стоков с нужд рабочих:

G2 =8чел*25л*251дн=50,200 м3

 

Расход хоз.бытовых стоков на уборку помещений:

G3 =280 м2 *6л*251дн=421,680 м3

Общий расход хоз.бытовых стоков:   G4=G1+...+G3

G4=3,675+50,200+421,680=475,645 м3

Расход хоз.бытовых стоков  с коэффициентом неучтенных расходов:

G5 = G4*1,2=475,645*1,2=570,774 м3

Затраты на хоз.бытовых стоки:

G5 *1,01=570,774*1,01=576 (руб.)

Тарифы за стоки утверждены Главой администрации г.Первоуральска.

Расход горячей воды.

Расход горячей воды на нужды ИТР:

                             

G1 =1чел*11л*251дн=1,506 м3

 Расход горячей воды на нужды рабочих:

G2 =8чел*11л*251дн=22,088 м3

 

Расход горячей воды на  уборку помещений:

G3 =280 м2 *3л*251дн=210,840 м3

Общий расход горячей воды: G4=G1 +...+G3

 

G4=1,506+22,088+210,840=234,343 м3

Расход горячей воды с коэффициентом неучтенных расходов:

G5 = G4*1,2=234,434*1,2=281,321 м3

Расход тепловой энергии:

Q= G5 *(70 0-5 0)*10 -3 =18,286 (Гкал)

Затраты на потребление горячей воды:

Q *178,52=18,286*178,52=3264(руб.)

Из калькуляции себестоимости тепловой энергии  АООТ «Металлургического холдинга» от 1.08.99 стоимость 1Гкал равна 178,52 (руб.)

Расход тепловой энергии на отопление.

Qот =q*у*V*(tвн-tнв)*n*1,12*10 -6   (Гкал),

где:            q- удельная тепловая характеристика здания (ккал/м3 час),

            у - поправочный коэффициент в зависимости от расчетной зимней температуры      наружного воздуха,

                  V - объем помещения  (м3),

                  n - продолжительность отопительного периода (час.),

                  1,2 - коэффициент, учитывающий потери в тепловых сетях,

                  tвн- расчетная температура воздуха внутри помещения  (С0),

                  tнв -  расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления.

Qот =0,95*0,38*3000*(16-(-6,4))*5832*1,12*10 -6=158,457  (Гкал),

Смета затрат на собственные нужды ГПП определяется как сумма: затрат на хоз.бытовые стоки, затрат на потребление горячей воды, затрат на отопление, затрат на хоз.питьевую воду, затрат на потребление электроэнергии ГПП.

36500+605+576+3264+28288=69233 (руб.)

Используемая литература: СНиП 2.04.01-85 «Внутренний водопровод и канализация», «Рекомендации по наладке водяных систем теплоснабжения». Временная методика расчета и утверждения тарифов на тепловую и электрическую энергию.

3. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ КРУ

Работы в электроустановках в отношении мер безопасности подразделяются на выполняемые:

со снятием напряжения;

без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них;

без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением.

К работам, выполняемым со снятием напряжения, относятся работы, которые производятся в электроустановке (или части ее), в которой с токоведущих частей снято напряжение.

К работам, выполняемых без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них, относятся работы, проводимые непосредственно на этих частях. К этим же работам относятся работы, выполняемые на расстоянии от токоведущих частей меньше 1(м).

Работы без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них должны выполнять не менее чем два лица, из которых производитель работ должен иметь группу по электробезопасности не ниже V, остальные - не ниже IV.

При работе в электроустановках без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них необходимо:

работать в диэлектрических галошах или стоя на изолирующей подставке либо на диэлектрическом ковре;

применять инструмент с изолирующими рукоятками и пользоваться диэлектрическими перчатками.

При работе с применением электрозащитных средств допускается приближение человека к токоведущим частям на расстояние, определяемое длиной изолирующей части этих средств.

Без применения электрозащитных средств запрещается прикасаться к изоляторам электроустановки, находящейся под напряжением.

Вносить длинные предметы (трубы, лестницы и т.п.) и работать с ними в РУ, в которых не все части, находящиеся под напряжением, закрыты ограждениями, исключающие возможность случайного прикосновения, нужно с особой осторожностью вдвоем под постоянным наблюдением производителя работ.

При обслуживании, а также ремонтах электроустановок применение металлических лестниц запрещается.

В ЗРУ при приближении грозы должны быть прекращены работы на вводах и коммутационной аппаратуре. Во время дождя и тумана запрещаются работы, требующие применения защитных изолирующих средств.

При обнаружении замыкания на землю запрещается приближаться к месту замыкания на расстояние менее 4 (м) в ЗРУ.

Приближение к этому месту на более близкое расстояние допускается только для производства операций с коммутационной аппаратурой для ликвидации замыкания на землю, а также при необходимости оказания первой медицинской помощи пострадавшим.

В этих случаях обязательно следует пользоваться как основными, так и дополнительными электрозащитными средствами.

Персоналу следует помнить, что после исчезновения напряжения с электроустановки оно может быть подано вновь без предупреждения.

Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работы в электроустановках, являются:

оформление работы нарядом-допуском (далее нарядом), распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

допуск к работе;

надзор во время работы;

оформление перерыва в работе, переводов на другое место рабочее место, окончание работы.

Наряд, распоряжение, текущая эксплуатация.

 

Работа в электроустановках производится по наряду, распоряжению, в порядке текущей эксплуатации.

По наряду могут производиться работы в электроустановках, выполняемые:

со снятием напряжения;

без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них.

Распоряжение - это задание на производство работы, определяющие ее содержание, место, время, меры безопасности (если они требуются) и лиц, которым поручено ее выполнение. Распоряжение может быть передано непосредственно или с помощью средств связи, с последующей записью в журнале.

Текущая эксплуатация - это проведение оперативным (оперативно-ремонтным) персоналом самостоятельно на закрепленном за ним участке в течение одной смены работ по перечню, оформленному в соответствии с параграфом “Выполнение работ по распоряжению и в порядке текущей эксплуатации” настоящей главы.

В КРУ с оборудованием на выкатных тележках запрещается без снятия напряжения проникать в отсеки ячеек не отделенные сплошными металлическими перегородками от шин или от непосредственно соединенного с КРУ оборудованием.

При работе в отсеке шкафов КРУ тележку с оборудованием необходимо выкатить, шторку отсека, в котором токоведущие части остались под напряжением запереть на замок и вывесить плакаты: “Стой напряжение”. В отсеке вывесить плакат “Работать здесь”.

Для подготовки рабочего места при работах со снятием напряжения, должны быть выполнены следующие технические мероприятия:

произведены необходимые переключения и приняты меры препятствующие подаче напряжения на место работы, вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры;

на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационной аппаратуры, вывешены запрещающие плакаты;

проверено отсутствие напряжения на токоведущих, на которых должно быть наложено заземление, для защиты людей от поражения электрическим током;

вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты, ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части.

Ремонтный персонал перед тем как войти в РУ должен быть проинструктирован и препровожден к месту работы лицом из оперативного персонала.

Электротехническому персоналу, имеющему группу по электробезопасности II-V включительно, предъявляются следующие требования:

лица, не достигшие восемнадцатилетнего возраста, не могут быть допущены к самостоятельным работам в электроустановках;

лица из электротехнического персонала не должны иметь увечий и болезней стойкой формы, мешающих производственной работе;

лица из электротехнического персонала должны, после соответствующей теоретической и практической подготовки, пройти проверку знаний и иметь удостоверение на допуск к работе в электроустановках.

Заземление токоведущих частей в электроустановках подстанций и в распределительных устройствах.

 Для обеспечения защиты людей от поражения электрическим током при прикосновении к металлическим нетоковедущим частям, которые могут оказаться под напряжением, в результате повреждения изоляции выполняют заземление.

Заземляющая система включает прокладку шин заземления внутри подстанции и выполнение наружного контура заземления. Заземление оборудования осуществляется гибкой перемычкой, изготовленной из стального троса. Перемычку с одной стороны приваривают к заземляющему проводнику, с другой стороны присоединяют с помощью болтового соединения. Такое соединение имеют все аппараты, подверженные вибрации или частому демонтажу.

В электроустановках, конструкция которых такова, что наложение заземления опасно или невозможно, при подготовке рабочего места должны быть приняты дополнительные меры безопасности, препятствующие ошибочной подаче напряжения на место работы:

приводы и отключенные аппараты запираются на замок;

ножи или верхние контакты рубильников, автоматов и т.п. ограждаются резиновыми колпаками или жесткими накладками из изоляционного материала.

При работах со снятием напряжения на сборных шинах РУ, щитов, сборок на эти шины (за исключением шин, выполненных изолированным проводом) накладывается заземление. Необходимость и возможность наложения заземления на присоединениях этих РУ, щитов, сборок и на оборудовании, получающих от них питание, определяет лицо, выдающее наряд, распоряжение.

 

Осмотры распределительных устройств можно производить при наличии напряжения в распределительных устройствах, а также при снятом напряжении. Осмотр распределительных устройств со снятием напряжения производят обычно одновременно с их ремонтом. При осмотре без снятия напряжения соблюдают соответствующие меры безопасности. Запрещается, например, проникать за ограждения или заходить в камеры распределительных устройств.

При осмотрах эксплуатируемых распределительных устройств следят за тем, чтобы температура воздуха внутри помещений не превышала +40оС и не отличалась от температуры наружного воздуха более чем на 15оС.

Список используемой литературы

1.  Л.Л. Коновалова, Л.Д. Рожкова. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебное пособие для техникумов. - М. Энергоатомиздат. , 1989 - 528с. ил.

 

2. Электротехнический справочник. Под общей редакцией А.Т. Голованова и др. - М.: Госэнергоиздат, 1967

3. Электрические сети и станции. Под общей редакцией Л.Н. Бебтизанова. М.-Л., Госэнергоиздат, 1963.

4. Электротехнический справочник: Учебное пособие для энергетических и электротехнических институтов и факультетов. - М.: Госэнергоиздат, 1952. – 640с.: ил.

5. Б.К. Зотов. Алюминиевые провода кабели и шины. М.-Л., издательство "Энергия", 1956. 88 с. черт. (Библиотека электромонтера Вып.187)

6. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. В 2 т. Под общей редакцией А.А. Федорова, т.2, Электрооборудование. - М.: Энергостомиздат, 1987.- 592 с.: ил.

7. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. Под общей редакцией В.И. Круповича и др. - М.: Энергоиздат, 1981 г.

8. Справочник по проектированию электроснабжения. Под редакцией В.И. Круповича, Ю.Г. Борыбина, М.Л. - М. "Энергия", 1980. - 456с.