44388

Проектирование подстанции. Выбор линейных регулировочных трансформаторов

Дипломная

Энергетика

Белорусская энергетическая система - это сложный комплекс, включающий электростанции, электрические и тепловые сети, которые связаны общностью режима их работы на территории всей республики. В энергосистему входят 6 РУП электроэнергетики, имеющие 28 тепловых электростанций установленной мощностью 8 МВт

Русский

2013-11-13

1.2 MB

24 чел.

Введение

Энергетика, как отрасль производства охватывает совокупность процессов преобразования природных топливно-энергетических ресурсов с целью производства энергетической и тепловой энергии, передачи и потребления этих видов энергии во всех отраслях народного хозяйства. В свою очередь энергетика является главной составной частью  топливно-энергетического комплекса страны, который включает добычу и использование энергоресурсов, трубопроводный транспорт нефти и газа, установки по производству, передаче и распределению электрической и тепловой энергии.

Перспективы и экономические показатели развития  топливно-энергетического комплекса, и, прежде всего его важнейшего звена - энергетики, оказывают всё большее влияние на развитие всего народного хозяйства страны.

Белорусская энергетическая система - это сложный комплекс, включающий электростанции, электрические и тепловые сети, которые связаны общностью режима их работы на территории всей республики. В энергосистему входят 6 РУП электроэнергетики, имеющие 28 тепловых электростанций установленной мощностью 8 МВт, 38 районных котельных, электросетевые и теплосетевые структурные подразделения. Кроме того, в состав концерна входят проектные и научно-исследовательские институты, строительно-монтажный комплекс, ряд заводов, ремонтно-наладочные мероприятия, выполняющие, в основном, работы для предприятий энергетики.

Существующая структура и удачное соотношение конденсационных и теплофикационных мощностей на электростанциях республики позволяют наиболее эффективно использовать топливо, в результате чего в Белорусской энергосистеме удельные расходы условного топлива на отпуск электрической и тепловой энергии являются одним из самых низких в странах СНГ.

Комбинированное производство на ТЭС электрической и тепловой энергии предполагается сохранить как доминирующее направление энергосбережения в электроэнергетике. Постоянно проводимая работа по совершенствованию, модернизации и дальнейшему развитию предприятий электроэнергетики позволит обеспечить стабильную работу отрасли и надежное , бесперебойное снабжение потребителей республики энергией, увеличить экспортный потенциал республики.

Тепловые нагрузки в РБ сконцентрированы в крупных промышленных центрах, что создаёт благоприятные условия для дальнейшего развития теплофикации и централизованного теплоснабжения. Одним из эффективных мероприятий проводимых в энергосистеме стало введение современного оборудования крупной единичной мощности, досрочное освоение новых энергоблоков, развитие теплофикации, оптимизация режимов работы, внедрение комплексной системы управления качеством энергетического производства, повышение профессиональной квалификации персонала, внедрение новой техники и автоматизации управления технологическими процессами.

Наряду с вводом новых мощностей на электростанциях и расширением объёмов сетевого строительства будет продолжаться совершенствование автоматизации Белорусской энергосистемы. Уже успешно эксплуатируются и постоянно внедряются новые комплексы устройств, обеспечивающие сохранение баланса мощности, предотвращение асинхронного режима, направленное ограничение потребителей, частотное деление электростанций, проводятся и другие противоаварийные мероприятия.

В условиях значительного износа основных фондов отрасли и слабой обеспеченности республики собственными топливно-энергетическими ресурсами идёт разработка и реализация Государственной научно-технической программы “Энергетика” , в том числе освоение прогрессивных методов и технологий сбережения разных видов топлива, применение эффективных способов консервации энергетического оборудования. Модернизация существующих и создание качественно новых видов оборудования и систем (горелочных устройств, автоматизированных и информационно-вычислительных систем управления, учёта и распределения энергии) всё это позволяет обеспечить эффективное, устойчивое функционирование энергетического комплекса республики, содействует производству конкурентоспособной продукции и ведёт к осуществлению намеченных планов развития Белорусской энергосистемы.

1 Выбор двух вариантов схем проектируемой подстанции  

При проектировании электроустановок составляется структурная схема выдачи энергии, на которой показываются основные функциональные части электроустановки (распределительные устройства (РУ), трансформаторы) и связи между ними. Структурная схема зависит от состава оборудования и нагрузки между РУ разного напряжения и связи между этими РУ.

Связь ПС с энергосистемами 1000 МВ.А и 900 МВ.А осуществляется по ЛЭП-330 кВ, потребители получают питание по кабельным линиям с шин РУ-10 кВ и по воздушным линиям с шин РУ-110 кВ.

Для связи  РУ  между собой  предусматриваем установку двух  автотрансформаторов связи. Для обеспечения необходимого уровня напряжения у потребителей, подключённых к шинам 10 кВ, последовательно с обмоткой НН автотрансформаторов предусматриваем установку линейных регулировочных трансформаторов.

Схемы выдачи энергии  ПС 330/110/10 кВ представлены на рисунках 1.1 и 1.2.

РУ110 кВ

РУ 330 кВ

РУ 10 кВ

            W1        W2       W3                                                     W1              W6

АТ1                                  АТ2

ЛР1                                  ЛР2

                                                                                        

                                                                                        

             n1                 n18

                   

               n1                   n10                                             

Рисунок 1.1 Схема выдачи мощности для варианта 1

Рисунок 1.2 Схема выдачи мощности для варианта 2

2 Выбор трансформаторов на проектируемой подстанции    

На подстанции должно быть установлено не менее двух трансформаторов.  В случае аварии на одном из трансформаторов второй должен обеспечить полной мощностью названных потребителей.

При оценке мощности, которая будет приходиться в послеаварийном режиме на оставшийся в работе трансформатор следует учитывать его перегрузочную способность, которая в послеаварийных режимах допускается до 140 % на время максимума (не более 6 часов в сутки на протяжении не более 5 суток ), т.е

Определим нагрузку РУ разных напряжений:

,

где Рmax -  мощность одной линии в режиме максимальных нагрузок, МВт; nлэп – количество отходящих линий; kодн – коэффициент одновременности;  соs φ  - коэффициент мощности нагрузки.

Мощность автотрансформаторов АТ 1 и АТ 2 для варианта 1.

Выбираем по [1, таблица П.2.9] два автотрансформатора типа АТДЦТН-200000/330/110 кВ.

Таблица 2.1 Номинальные параметры автотрансформаторов     

Тип

авто-трансформатора

S ном, МВ·А

Напряжение обмотки, кВ

Потери, кВт

Uк,  %

Ix,    %

АТ

обмот-ки НН

ВН

СН

НН

Рх

Рк

В-С

В-Н

С-Н

В-С

В-Н

С-Н

АТДЦТН-200000/330/110

200

80

330

115

10,5

190

740

400

350

10

33

22

0,6

Выбор линейных регулировочных трансформаторов для варианта 1.

Выбираем по [2, таблица 3.10] два  линейных регулировочных трансформатора типа ЛТДН-40000/10 кВ.

Таблица 2.2  Номинальные параметры линейных регулировочных трансформаторов

Тип

S ном, МВ·А

Uном,

кВ

Потери,  кВт

Ix,    %

Uк,

%

Рх

Рк

ЛТДН-40000/10

40

11

20

70

2,5

10,6

 

Выбор 2-х обмоточных трансформаторов для варианта 2.

Выбираем по [1, таблица П.2.7] два  трансформатора типа ТДЦН-40000/110.

Таблица 2.3  Номинальные параметры трансформаторов

Тип

S ном, МВ·А

Uном, кВ

Потери,  кВт

Ix,    %

Uк,

%

ВН

НН

Рх

Рк

ТДЦН-40000/110

40

115

10,5

52

175

0,7

10,5

3 Технико-экономическое сравнение вариантов схем

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат.

3 = рн·K+И=min,

где рн=0,12 - нормативный коэффициент экономической эффективности; К  – капитальные вложения на сооружения электроустановки; И  – годовые эксплуатационные расходы.

Годовые эксплуатационные расходы складываются из расходов на амортизацию и потерь энергии.

,

где  αа+ αр =8,4% – отчисления на амортизацию и обслуживание, %; Δ Wт – потери энергии в трансформаторах, кВт·ч; β  – стоимость 1 кВт·ч потерянной энергии, β =1,75∙10-2 руб/кВт·ч.

Для определения потерь энергии в автотрансформаторах необходимо определить потери короткого замыкания для каждой пары обмоток.

Коэффициент выгодности АТ:

Так как мощность обмотки НН , то вместо kвыг  в формулу для определения потерь мощности для отдельных обмоток  автотрансформатора АТДЦТН-200000/330/110 следует подставить Sном,н/Sном=80/200=0,4.

Потери энергии в автотрансформаторах:

,

где Pх и Рк - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт; Sнб - максимальная нагрузка трансформатора, МВ·А; Sном – номинальная мощность трансформатора, МВ·А; Т – продолжительность работы трансформатора, Т=8760 ч; τ – продолжительность максимальных потерь, определяется в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки Тmах.


Таблица 3.1 Капитальные затраты

   

Оборудование

Стои-мость      единицы тыс. руб.

Вариант 1

Вариант 2

Коли-чество единиц, шт

Общая стои-мость,

тыс. руб.

Коли-чество единиц, шт

Общая стои-мость,

тыс. руб.

Автотрансформаторы связи

АТДЦТН-200000/330/110

310

2

620

2

620

Линейные регуляторы

ЛТДН-40000/10

34

2

68

-

-

Трансформаторы

ТДЦН-40000/110

110

-

-

2

220

Ячейки   

ОРУ-110 кВ

32

10

320

12

384

Итого

1008

1224

   

Вариант 1:

Вариант 2:

  

             

Так как З1 < З2 на 3,35 %, то выбираем вариант 1 и используем его в дальнейших расчетах.


4 Выбор и обоснование упрощённых схем распределительных устройств разных напряжений

Для РУ 330 кВ принимаем схему трансформатор – шины с подключением линии через два выключателя. Эта схема экономична, позволяет  производить опробование и ревизию любого выключателя без нарушения работы её элементов. Схема обладает высокой надёжностью.

           Для РУ  110 кВ исходя из числа присоединений и напряжения РУ согласно нормам технического проектирования, принимаем схему  с двумя рабочими системами  сборных шин и одной  обходной. Эта схема обеспечивает вывод в ремонт любого выключателя без отключения присоединений.

Для РУ 10 кВ принимаем схему с одной системой сборных шин, секционированную выключателем. Достоинством схемы являются простота, наглядность, экономичность, достаточно высокая надёжность.  

W4-6

W1-3

110кВ

W3

W2

W1

ОВ

ШСВ

330кВ

АТ1

АТ2

ЛР1

ЛР2

10 кВ

1c

2c

n10

n1

Рисунок 4.1 Упрощенная принципиальная схема вариант 1

W4-6

W1-3

110кВ

W3

W2

W1

ОВ

ШСВ

 

330кВ

АТ1

АТ2

 

T2

T1

10 кВ

1c

2c

n10

n1

Рисунок 4.2 Упрощенная принципиальная схема вариант 2

5 Выбор схемы электроснабжения собственных нужд

Наиболее ответственными потребителями с.н. подстанций являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения.

Мощность потребителей с.н. невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих  трансформаторов. Мощность трансформаторов с.н. выбирается по нагрузкам с.н. с учетом коэффициентов загрузки и одновременности.

,   

где  kс - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки;  kс =0,8; Руст -  основная нагрузка с.н. подстанции, кВт; принимаем Руст= 300 кВт  по [1, таблица 5.2] .

Для двигательной нагрузки соs φ=0,85.

Мощность трансформаторов с.н. выбирается:

Выбираем по [2, таблица 3.3] два трансформатора типа   ТСЗ-250/10 кВ.

Таблица 5.1 Номинальные параметры трансформатора          

Тип трансформатора

Напряжение обмотки, кВ

Потери,

кВт

Uк,

%

Ix,   

%

ВН

НН

Рх

Рк

ТСЗ -  250/10

10

0,4

1

3,8

5,5

3,5

Q

10 кВ

1c

2c

Q

Q

ТСН2

SF2

SF1

ТСН1

0,4кВ

0,4кВ

Рисунок 5.1 Схема электроснабжения собственных нужд

6  Расчет токов короткого замыкания

Составляем электрическую схему замещения.

Sc=900МВ*А

Sc=1000МВ*А

X2/0,59

ШСВ

X1/0,6

X4/0,4

ШСВ

X3/0,28

ШСВ

X5/0,4

ШСВ

340 кВ

ШСВ

К1

ШСВ

115 кВ

ШСВ

X7/0,53

X10/0

X6/0,53

ШСВ

X8/2,81

X9/2,81

X11/0

ШСВ

10,5 кВ

X12/2,65

ШСВ

X13/2,65

ШСВ

К2

Рисунок 6.1 Схема замещения

Sб=1000 МВ∙А

Системы:

X2=

Линии: ;

Автотрансформаторы:

 

Линейные регуляторы:

Упростим схему замещения:

Базовый ток:  ;

Начальное значение периодической составляющей тока по ветвям:

;

;

Из [1, таблица 3.8] установим значение ударных коэффициентов по ветвям схемы и определим ударные токи:

ky1=1,608, iу,к1 =·3,5·1,608=3,43 кА;

ky2=1,935, iу,к2 =·7,98·1,935=20,69 кА

Таблица 6.3  Результаты расчёта токов КЗ

Место повреждения

Мощность ветви, МВ·А

Хрез

Iб,

кА                    

Iпо,

кА

kу

iy,

кA

Та,

с

Шины 110 кВ

Sс=1900

1,43

5

3,5

1,608

7,96

0,02

Шины 10 кВ

Sс=1900

7,98

55

7,98

1,935

21,84

0,15

7 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей

7. 1 Выбор выключателей и разъединителей в цепи автотрансформатор - шины 110 кВ

Расчетные токи продолжительного режима:

;

Выбираем по [2, таблица 5.2] элегазовый выключатель типа ВГТ-110-40/2000 У1 и по [1, таблица П 4.1] разъединитель типа РДЗ-110-2000.  

Определяем номинальные токи по ветвям, приведенные к той ступени напряжения, где находится точка КЗ.

, ,

где  τ – расчетное время,  для которого требуется определить токи КЗ:

τ = τc+0,01=0,025+0,01=0,035с.

Апериодическая составляющая тока КЗ:    

Все расчетные и каталожные данные по выбору аппаратов сводим в таблицу 7.1.


Таблица 7.1
Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные

Каталожные данные

Выключатель

ВГТ-110Б-40/2000

Разъединитель  

РДЗ-110-2000

110 кВ

110 кВ

110 кВ

1069,18 А

2000 А

2000А

3,5 кА

40 кА

-

0,85 кА

√2 Iотк,ном· βн/100=

√2·40·45/100=25,4 кА

-

3,5 кА

40 кА

-

7,96 кА

102 кА

100 кА

I²nо(tотк+Та)= =3,5²(0,2+0,02)=

=0,5 кА²·с

40²·2=

=3200 кА²·с

40²·3=

=4800 кА²·с

7.2 Выбор выключателей в цепи автотрансформатор - шины 10 кВ

Расчетные токи продолжительного режима:

;

Выбираем  вакуумный выключатель типа ВБЭ-10-31,5/3150.  

Определяем номинальные токи по ветвям, приведенные к той ступени напряжения, где находится точка КЗ.

, ,

где  τ – расчетное время,  для которого требуется определить токи КЗ:

τ = τc+0,01=0,025+0,01=0,035с.

Апериодическая составляющая тока КЗ:    

Все расчетные и каталожные данные по выбору аппаратов сводим в таблицу 7.2.


Таблица 7.2 Расчетные и каталожные данные.

Расчетные данные

Каталожные данные

Выключатель

ВБЭ-10-31,5/3150

Uуст=10 кВ

Uном =10 кВ

Imах =3046,76 А

Iном =3150 А

Inτ =7,98 кА

Iотк,ном =31,5 кА

iаτ =8,91 кА

√2 Iотк,ном· βн/100=

√2·31,5·40/100=17,76 кА

Inо=7,98 кА

Iдин= 31,5 кА

iу=21,84 кА

iдин =80 кА

Bк =7,98²(0,3+0,15)=

=28,7 кА²·с

Iт²·tт= 31,5²·4=3969 кА²·с

 

 7.3 Выбор сборных шин 110 кВ

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.

Расчетные токи продолжительного режима:

;

Согласно [3, cтр. 227] по условиям образования короны рекомендуют принимать для линий 110 кВ провода диаметром не менее 11,3 мм. Принимаем  провод марки 2хАС-240/56, qфазы=2х240 мм²,  d=2х22,4 мм, Iдоп=1220 А. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами  Д=300 см.

Проверка на термическое действии тока КЗ не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка шин на схлёстывание  не производится, так как Iпо < 20 кА.

Проверка по условию коронирования.

Начальная критическая напряженность:

 

Напряженность вокруг провода:

Условие проверки: 1,07Е ≤ 0,9Ео.

1,07 Е=1,07·12,74=13,63 кВ/см < 0,9Ео=0,9·31,86=28,68 кВ/см.

Таким образом, провод 2хАС-240/56 по условию короны проходит.

Токоведущие части от выводов 110 кВ автотрансформатора до сборных шин выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока jэ=1,0А/мм² [1, таблица 4.5].

qэ = Iнорм / jэ =534,58/1,0=534,58 мм².

Принимаем провода марки 2хАС-240/32, Iдоп =2·605=1210 А.   

Проверяем провода по допустимому току:

Imах=1069,18 А < Iдоп=1210 А.

Проверка на термическое действии тока КЗ не производится, так как токоведущие части выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка шин на схлёстывание  не производится, так как Iпо < 20 кА.

Проверка по условию коронирования может не производиться, т.к. выше показано, что провод меньшего  сечения не коронирует.

     7.4 Выбор ошиновки и сборных шин 10 кВ

Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах  РУ по экономической  плотности тока не выбираются, поэтому выбор производится по максимальному току:

Расчетные токи продолжительного режима:

; .

Принимаем двухполосные алюминиевые шины 2(120х10), Iдоп=3200 А по [1, таблица П 3.4]. По условию нагрева в продолжительном режиме Imах=3046,76< Iдоп=3200 А шины проходят.

Проверяем шины на термическую стойкость.

- условие выполняется.

Проверяем шины на электродинамическую стойкость.

Определяем пролёт ℓ из условия, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц. Если шины на изоляторах расположены плашмя, то

Выбираем расположение шин плашмя. Пролет 1,7 м; расстояние между фазами a=0,8 м.

Определяем расстояние между прокладками:

Где Па по таблице 4.2 [1];   по рисунку 4.5 [1]; ап=2b=2·1=2 см.

Примем меньшее значение ℓп=0,19 м, тогда число прокладок в пролёте Принимаем n=9.

При девяти прокладках в пролёте расчётный пролёт:

Определяем силу взаимодействия между полосами:

Напряжение в материале полос:

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:

Шины механически прочны, т.к.

- условие выполняется.

Выбираем опорные изоляторы типа ИО-10-3,75У3, Fразр=3750 Н, высота изолятора Низ=120 мм.  

Проверяем изоляторы, на механическую прочность. Максимальная сила, действующая на изгиб, по таблице 4.3 [1]:

Fи= МПа, где а=0,8 м -расстояние между фазами.

Поправка на высоту  шин: 1,48.

Fрасч= kh·Fи =1,48·173,5=248,1 Н < 0,6Fразр=0,6·3750=2250 Н.

Таким образом, изолятор проходит по механической прочности.

Выбираем по [2, таблица 5.8] проходной изолятор ИП-10/3150-3000У3, Uном=10 кВ, Iном=3150 А>Imax=3046 A, Fразр=30000 Н.

Проверяем изолятор на механическую прочность: .

8 Выбор электрических аппаратов по номинальным параметрам для остальных цепей

8.1 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей в цепи  автотрансформатор - шины 330 кВ

Расчетные токи продолжительного режима:

;

.

Выбираем по [2, таблица 5.2] элегазовый выключатель типа ВГУ-330Б-40/3150 У1 и по [1, таблица П 4.1] разъединитель типа РНДЗ-330-3200.  

Согласно [3, cтр. 227] по условиям образования короны рекомендуют принимать для линий 330 кВ расщеплённые провода диаметром не менее 2х21,6 мм. Принимаем  провод марки 2хАС-300/39, qфазы=2х300 мм²,  d=2х24 мм, Iдоп=2∙710=1420 А. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами  Д=450 см.

Токоведущие части от выводов 330 кВ автотрансформатора до сборных шин выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока jэ=1,0А/мм² [1, таблица 4.5].

qэ = Iнорм / jэ =245/1,0=245 мм².

Принимаем два провода в фазе  марки АС-300/39, Iдоп =2·710=1420 А.   

Проверяем провода по допустимому току:

Imах=490 А < Iдоп=1420 А.

8.2 Выбор выключателей и токоведущих частей в цепи отходящих ЛЭП 10 кВ

 Расчетные токи продолжительного режима:

;

.

Выбираем  вакуумный выключатель типа ВБЭ-10-20/630.  

Выбираем кабель марки ААБлУ, 10 кВ, трёхжильный. Определяем экономическое сечение: qэ = Iнорм / jэ =321,19/1=321,19 мм².

По условиям монтажа принимаем два кабеля по 240 мм², Iдоп,ном=355 А. Длительно допустимый ток на два кабеля: Iдоп=355·2=710 А, что больше Imax=401,48 А.

По каждому кабелю проходит ток КЗ: Iпо=7,98/2=3,99 кА, тогда тепловой импульс тока КЗ: Bк = I²nо(tотка)=3,99²(0,3+0,01)=6,36 кА²·с.

Минимальное сечение по термической стойкости:

,  С - принимаем по [1, таблица 3.14], q = 240 мм² > qmin = 58,8 мм².

 Для защиты от атмосферных и внутренних перенапряжений изоляции электрооборудования в цепях трансформаторов устанавливаем нелинейные ограничители перенапряжений типа ОПН-330У1 и ОПН-110У1, в цепях трансформаторов со стороны 10 кВ  - ОПН-10У1.

9 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Рисунок 9.1 Схема установки измерительных трансформаторов

Перечень необходимых измерительных приборов выбираем по таблице 5.9 [2]. Выбираем трансформаторы тока  наружной установки ТФЗМ-110У1.

ТФЗМ-110У1 - трансформатор имеет один магнитопровод с обмоткой класса 0,5 и два магнитопровода для релейной защиты класса 10Р.

Таблица 9.1 Расчётные и каталожные данные

Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст=110 кВ

Uном =110 кВ

Imах= 1069 А

Iном1 =1500 А

iу= 7,96 кА

iдин =158 кА

Bк =0,5 кА²·с

I т²·tт=263·3=52728 кА²·с

Z = 1,05 Ом

Z2ном = 1,2 Ом

Таблица 9.2 Вторичная нагрузка ТА

Прибор

Тип

Нагрузка, В·А, фазы

А

В

С

Амперметр

Э-335

0,5

0,5

0,5

Варметр

Д-335

0,5

-

0,5

Ваттметр

Д-335

0,5

-

0,5

Счетчики

активной энергии

СЭТЗа

10

-

10

реактивной энергии

СЭТЗр

4

-

4

Итого

15,5

0,5

15,5

ТА

РА

PW

PVA

PI

PK

Rпр+Rк

А

ТА

РА

В

С

О

Рисунок 9.2 Схема подключения контрольно-измерительных приборов

Из рисунка 9.2 и таблицы 9.2 видно, что наиболее загруженные трансформаторы тока фаз  А и С.

Общее сопротивление приборов:

rприб= Sприб/I²2,

где Sприб – мощность, потребляемая приборами, В·А; I2 – вторичный номинальный ток прибора, I2=1 А.

rприб= 15,5/5²=0,62 Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

rпр=Z2ном-rприб- rк,

где rк – сопротивление контактов, принимается 0,05 Ом при двух-трёх приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов.

rпр=1,2-0,62-0,1=0,48 Ом.

Для цепей РУ 110 кВ применяется кабель с медными жилами, ориентировочная длина ℓ=75 м, трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому ℓ=ℓрасч, тогда сечение соединительных проводов:

,

где ℓрасч – расчётная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, м; ρ – удельное сопротивление материала провода, для медных проводов ρ=0,0175 Ом·мм²/м.

Принимаем контрольный кабель КВВГнг с жилами сечением 2,5 мм².

Выбираем трансформаторы тока внутренней  установки типа  ТВТ110-1000/1.  

Таблица 9.3 Расчётные и каталожные данные.

Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст=110 кВ

Uном =110 кВ

Imах =1069 А

Iном1 =1500А

iу= 7,96 кА

Не проверяется

Bк =0,55 кА²·с

·tт=

=·3=1875 кА²·с

Z = 16,125 Ом

Z2ном = 40 Ом

Таблица 9.4 Вторичная нагрузка ТА

Прибор

Тип

Нагрузка, В·А, фазы

А

В

С

Амперметр

Э-335

0,5

0,5

0,5

Варметр

Д-335

0,5

-

0,5

Ваттметр

Д-335

0,5

-

0,5

Счетчики

активной энергии

СЭТЗа

10

-

10

реактивной  энергии

СЭТЗр

4

-

4

Итого

15,5

0,5

15,5

Общее сопротивление приборов: rприб= 15,5/1²=15,5 Ом.

Допустимое сопротивление проводов: rпр=40-15,5-0,1=24,4 Ом.

Сечение соединительных проводов:

Принимаем контрольный кабель КВВГнг с жилами сечением 2,5 мм².

Выбираем трансформаторы тока внутренней  установки типа  ТШЛ-10У3.  
Таблица 9.5
Расчётные и каталожные данные

Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст=10 кВ

Uном =10 кВ

Imах =2312 А

Iном1 =4000 А

iу=21,84 кА

Не проверяются

Bк =28,7 кА²·с

I т²·tт=175²·3=91875 кА²·с

Z = 0,86 Ом

Z2ном = 1,2 Ом

Таблица 9.6 Вторичная нагрузка ТА

Прибор

Тип

Нагрузка, В·А, фазы

А

В

С

Амперметр

Э-335

0,5

0,5

0,5

Ваттметр

Д-335

0,5

-

0,5

Варметр

Д-335

0,5

-

0,5

Счетчики

активной энергии

СЭТЗа

10

-

10

реактивной энергии

СЭТЗр

4

-

4

Итого

15,5

0,5

15,5

Общее сопротивление приборов: rприб= 15,5/5²=0,62 Ом.

Допустимое сопротивление проводов: rпр=1,2-0,62-0,1=0,48 Ом.

Сечение соединительных проводов:

Принимаем контрольный кабель КВВГнг с жилами сечением 2,5 мм².

Выбираем трансформаторы тока внутренней  установки типа  ТЛК-10У3.

 

Таблица 9.7 Расчётные и каталожные данные

Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст=10 кВ

Uном =10 кВ

Imах =401А

Iном1 =600 А

iу=21,84 кА

iдин=81 кА

Bк =28,7 кА²·с

I т²·tт=31,5²·3=2976 кА²·с

Z = 0,703 Ом

Z2ном = 0,8 Ом

Таблица 9.8 Вторичная нагрузка ТА

Прибор

Тип

Нагрузка, В·А, фазы

А

В

С

Амперметр

Э-335

0,5

-

0,5

Счётчики

активной энергии

СЭТЗа

10

-

10

реактивной энергии

СЭТЗр

4

-

4

Итого

14,5

0,5

14,5

TА

PA

PI

PK

Rпр+Rк

А

TA

PA

В

С

О

Рисунок 9.5 Схема подключения контрольно-измерительных приборов

Общее сопротивление приборов: rприб= 14,5/5²=0,58 Ом.

Допустимое сопротивление проводов: rпр=0,8-0,58-0,05=0,17 Ом.

Сечение соединительных проводов:

Принимаем контрольный кабель КВВГнг с жилами сечением 2,5 мм².

Выбираем по таблице 5-11 [1] трансформаторы тока ТА внутренней установки типа ТВТ-330-1000/5.

Таблица 9.9 Расчетные и каталожные данные

Расчётные данные

Каталожные данные

Uуст=330 кВ

Uном=330 кВ

Imax=490 кА

Iном1=1000 А

Z2p=0,77 Ом

Z2ном=1,2 Ом

Таблица 9.10 Вторичная нагрузка ТА

Прибор

Тип

Нагрузка, В.А, фазы

А

В

С

Амперметр

Э-335

0,5

0,5

0,5

Итого

0,5

0,5

0,5

Рисунок 9.6 Схема подключения контрольно-измерительных приборов

Общее сопротивление приборов: rприб=0,5/52=0,02 Ом

Допустимое сопротивление проводов: rпр=2-0,02-0,05=1,93 Ом.

Сечение соединительных проводов:

Принимаем контрольный кабель КВВГНГ c жилами сечением 2,5 мм2.

Выбираем трансформаторы тока наружной установки ТОГ-330У1

Таблица 9.11 Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст=330 кВ

Uном=330 кВ

Imax=490 А

Iном1=1000 А

Z2p=4,48 Ом

Z2ном=30 Ом

Таблица 9.12 Вторичння нагрузка TA

Прибор

Тип

Нагрузка, В*А,фазы

A

B

C

Амперметр

Э-335

0,5

0,5

0,5

Варметр

Д-335

0,5

-

0,5

Варметр

Д-335

0,5

-

0,5

Датчики:

активной мощности

Е-829

1

-

1

реактивной мощности

Е-830

1

-

1

Итого:

3,5

0,5

3,5

А

РА

PWW

 PVА

A

UW

UVarW

rПР+rК

B

C

РА

PW

PVА

UW

UVar

rПР+rК

rПР+rК

РА

Рисунок 9.7 Схема подключения контрольно-измерительных приборов

Общее сопротивление приборов

rприб=3,5/12=3,5 Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

rпр=30-3,5-0,1=26,4 Ом.

Сечение соединительных проводов:

Принимаем контрольный кабель КВВГнг с жилами сечением 2,5 мм2.

Выбираем трансформаторы напряжения  на сборных шинах  330 и 110 кВ подстанции типа НКФ-М-330У1, Uном=330/ кВ, S2ном=400 В·А  в классе точности 0,5 и НКФ-М-110У1, Uном=110/ кВ, S2ном=400 В·А  в классе точности 0,5.

Таблица 9.13 Вторичная нагрузка ТV

Прибор

Тип

Мощность 1-ой обмотки

Число обмоток

cosφ

sinφ

Число прибо-ров

Общая

Р,   Вт

Q,

вар

Вольтметр

Э-335

2

1

1

0

1

2

-

Вольтметр регистриру-ющий

Н-394

10

1

1

0

1

10

-

Фиксатор импульсного действия

ФИП

3

1

1

0

1

3

-

Частотомер регистриру-ющий

Н-397

7

1

1

0

1

7

Итого

22

S == 22 В·А < S2ном=3·400=1200 В·А

Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5.

Выбираем трансформатор напряжения  на сборных шинах  10 кВ подстанции типа 3хЗНОЛ.06-10У3,  Uном=10/ кВ, S2ном=75 В·А  в классе точности 0,5.

Таблица 9.14 Вторичная нагрузка ТV

Прибор

Тип

Мощность 1-ой обмотки

Число обмоток

cosφ

sinφ

Число прибо-ров

Общая

Р,   Вт

Q,

вар

Сборные шины

Вольтметр

Э-335

2

1

1

0

1

2

-

Ввод 10 кВ от трансформатора

Ваттметр

Д-335

1,5

2

1

0

1

3

-

Счетчики:

активной энергии

СЭТЗа

2,0 Вт

2

0,38

0,925

1

4

9,737

реактивной энергии

СЭТЗр

2,0 Вт

2

0,38

0,925

1

4

9,737

Линии   10 кВ

Счетчики:

активной энергии

СЭТЗа

2,0 Вт

2

0,38

0,925

10

24

58,421

реактивной энергии

СЭТЗр

2,0 Вт

2

0,38

0,925

10

24

58,421

Итого

61

136,32

S2расч ===149,3 В·А < S2ном=3·75=225 В·А.

Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель типа КВВГнг сечением 2,5 мм² по условию механической прочности.


10 Описание конструкции распределительного устройства

Для ОРУ 110-330 кВ принимаем открытые распределительные устройства.

Для схемы трансформатор - шины с подключением линии через два выключателя применяется продольное расположение разъединителей (параллельно сборным шинам). В этом случае над выключателем отсутствует ошиновка, вдоль выключателей между полюсами проходит дорога и не требуется специальных заездов к аппаратам. Автокраны и другие ремонтные механизмы устанавливают у выключателей прямо по ходу движения.

При ремонтно-монтажных работах высшая точка крана может находиться на высоте 16 м. Учитывая, что минимальное расстояние от  крана до проводов, находящихся под напряжением, принимается равным 4 м, а стрела провеса проводов 3 м, высота опор ОРУ принята 23 м.

Применение ограничителей перенапряжения (ОПН) вместо разрядников типа РВМК позволяет уменьшить междуфазные напряжения, и, следовательно, уменьшить шаг ячейки ОРУ.

Для схемы с двумя рабочими и одной обходной системами  шин применяется типовая компоновка ОРУ, разработанная институтом  «Энергосетьпроект ». В принятой компоновке все выключатели размещаются в  один ряд около второй секции шин, что облегчает их обслуживание. Такие ОРУ называют однорядными в отличие от других компоновок, где выключатели линий расположены в одном ряду, а выключатели трансформаторов - в другом.

Каждый полюс шинных разъединителей  второй секции шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель. Данные разъединители имеют пополюсное управление.

Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминевым проводом.  Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами – стандартные, железобетонные. Большое количество портальных конструкций вызывает необходимость производства работ на высоте, затрудняет и удорожает монтаж.

Количество выключателей соответствует числу присоединений, а также шиносоедительный и обходной выключатели Достоинства схемы: надежность; выключатель любого присоединения можно заменить ОВ.

Недостатки: большое количество выключателей и разъединителей и операций, производимых ими; повреждение ШСВ равносильно КЗ на обеих системах шин, так как приводит к отключению всех присоединений; увеличиваются затраты на сооружение РУ за счет необходимости установки ОВ и ШСВ.

Комплектное распределительное устройство (КРУ) – это распределительное устройство (РУ), состоящее из закрытых шкафов со встроенными аппаратами, измерительными и защитными устройствами и вспомогательными приборами. Применение КРУ приводит к сокращению объёмов и сроков проектирования, при необходимости легко производится реконструкция и ремонт электроустановки. Шкаф КРУ  состоит из жесткого корпуса, внутри которого размещена вся  аппаратура. Для безопасного обслуживания и локализации  аварий корпус разделён на отсеки.  Выключатель с приводом установлен на выкатной  тележке. В верхней и нижней частях  тележки расположены подвижные разъединяющие контакты, которые при вкатывании  тележки в шкаф замыкаются с шинными и линейными неподвижными контактами. Выкатная тележка состоит из трёх положений: рабочее – (тележка находятся в корпусе шкафа, но первичные и вторичные цепи замкнуты), испытательное - (тележка находятся в корпусе шкафа, но первичные цепи разомкнуты, а вторичные цепи замкнуты), ремонтное  - (тележка находятся вне шкафа, цепи замкнуты). При выкатывании  тележки из шкафа автоматически закрываются металлическими шторками отсеки  шинных и линейных разъединяющих контактов, т.е. исключается случайное прикосновение к токоведущим частям, оставшихся под напряжением .

На  тележке монтируются также трансформаторы напряжения, разрядники, силовые предохранители, разъемные контакты соединений главной цепи. Блок для релейной защиты поворотного типа установлен внутри шкафа и может вместить до 22 приборов.

11 Релейная защита автотрансформатора связи

              

 Все защиты автотрансформатора(А.Т.) делятся на основные и резервные. К основным относятся – газовая и дифференциальная защита, и резервные – МТЗ, МТЗ с пуском от напряжения, максимальная направленная защита, МТЗ обратной последовательности, МТЗ и максимальная направленная защита нулевой последовательности. Дифференциальная защита применяется в качестве основной быстродействующей защиты автотрансформаторов. Ввиду ее сравнительной сложности она устанавливается:

- на одиночно работающих трансформаторах (А.Т.) мощностью 6300 кВ*А и выше:

- на параллельно работающих трансформаторах (А.Т.) мощностью 4000 кВ*А и выше

- на трансформаторах (А.Т.)мощностью 1000 кВ*А  и выше, если токовая отсечка  не обеспечивает необходимой чувствительности при к.з. на выводах  НН(Кч<2)  а МТЗ имеет выдержку времени более 1 сек. при параллельной работе А.Т., дифференциальная. защита обеспечивает не только быстрое, но и селективное  отключение поврежденного трансформатора(А.Т.)  Т.Т устанавливаются . со стороны всех его обмоток. Вторичные обмотки Т.Т соединяются в дифференциальную схему и параллельно к ним подключается токовые реле ( в нашем случае ДЗТ-21). В ДЗТ-21 используется времяимпульсный  принцип  отстройки от броска Iнам. Сущность этого принципа  в том, что при броске Iнам имеют место безтоковые паузы, длительность которых больше чем при к.з. в А.Т. Защита имеет реагирующий орган, который при появлении безтоковых пауз блокирует выход защиты, т.е. запрещает ее срабатывание,  при броске   тока намагничивания.  Для правильной работы защиты достаточно отстроится от Iн.б.. По этому условию отстройки, а так же при наличии цепи торможения  удалось получить Iе.з.=0,3*Iном.

   Применение газовой защиты является обязательным на А.Т. мощностью 6300 кВ*А и более, а также на трансформаторах и А.Т. мощностью 1000- 4000 кВ*А, не имеющих дифференциальной. защиты  или  отсечки и если МТЗ имеет выдержку времени 1с и более.

На трансформаторах мощностью 1000-4000кВ*А применение газовой защиты при наличии другой быстродействующей защиты допускается, но не является обязательным. Действие газовой защиты основано на том, что всякие, даже незначительные, повреждения , а так же повышенные нагревы внутри бака трансформатора (А.Т) вызывают разложение масла и органической изоляции, что сопровождается выделением газа.  Защита выполняется так, чтобы при медленном газообразовании подавался предупредительный сигнал, а при бурном, что имеет место при к.з происходило отключение повременного трансформатора (А.Т.). Кроме того, газовая защита действует на сигнал и на отключение или только на сигнал при опасном понижении уровня масла в баке трансформатора (А.Т.)от внутренних повреждений. Она реагирует на замыкание между витками обмоток, на которые не реагируют другие виды защит  из-за недостаточного значения тока при этом виде повреждения. Газовая защита осуществляется с помощью спец. газовых  реле, которые подразделяются на поплавковые, лопастные и чашечные. Резервные защиты А.Т – для отключения их от источников питания как при повреждениях самих А.Т. и отказе основных защит так и при повреждении системного оборудования и отказах его защиты и выключателей. На стороне Н.Н   АТ  установлена МТЗ с пуском  напряжению на ответвлениях и секциям.  Для повышения чувствительности защиты используется  пуск от реле минимального напряжения, т.е  защита не будет срабатывать при самозапуске электродвигателей., (при к.з. на предыдущей линии) а только - при к.з. на защищаемом трансформаторе. На стороне Н.Н. АТ  установлена так же защита от перегрузки. Перегрузка А.Т. обычно бывает симметричной . Поэтому защита  от перегрузки выполняется с помощью МТЗ, включенной на ток одной фазы. Защита действует с выдержкой времени на сигнал, а на необслуживаемых подстанциях – на разгрузку или отключение А.Т.

Кроме этого защита от перегрузки устанавливается со стороны выводов обмоток А.Т.  нулевой точке (нейтрали) для контроля за перегрузкой общей части обмотки. На стороне ВН и СН А.Т. установлена  МТЗ нулевой последовательности, предназначенная для защиты от сверхтоков при однофазных к.з. В результате однофазного к.з. возникают токи нулевой последовательности,  на которые  и реагирует эта защита. В комплекте этой защиты трансформаторы тока соединены в схему  на сумму  токов всех 3-х фаз и последовательно между собой соединены три токовых реле и одно реле направления мощности. Реле направления мощности обеспечивает селективную работу защиты, т.к. у А.Т. возможны большие протекания токов как со стороны В.Н. на С.Н., так и со стороны  С.Н. на В.Н. Токовая направленная защита обратной последовательности  на стороне В.Н. предназначена для защиты А.Т. от всех 2-х фазных   к.з.  При всех видах 2-х фазных к.з. вследствие возникновения напряжения обратной последовательности реле, подключенные через фильтр  напряжения обратной последовательности срабатывают  и это приводит к отключению данного А.Т. На мощных А.Т. связывающих между собой основные сети 750-330 кВ, в качестве резервной защиты от внешних междуфазных к.з. применяется дистанционная защита. Применение ступенчатой дистанционной защиты позволяет обеспечить необходимую чувствительность к удаленным к.з., а также селективность с аналогичными защитами ЛЭП.

12 Трансформатор тока ТФЗМ

Трансформатор тока ТФЗМ предназначен для наружной установки в открытых распределительных устройствах для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и устройствам защиты и управления в установках переменного тока частоты 50 или 60 Hz.

Трансформаторы тока серии ТФЗМ изготавливаются однокаскадные на напряжение 35-220кВ и двухкаскадные на напряжение 500кВ. Внешняя изоляция трансформаторов - фарфоровая покрышка. Главная внутренняя изоляция трансформаторов бумажно-масляная. Обмотки звеньевого типа. Главная изоляция расположена на первичной и вторичной обмотках. Количество вторичных обмоток от двух до пяти. Предназначены для выключения в сеть от 10 до 1150 кВ, номинальный первичный ток от 15 до 4000А. Изготавливаются с элегазовым или масляным заполнением, фарфоровой или силиконовой внешней изоляцией.

Структура условного обозначения ТФЗМ [*][*][*]/[*][*]/[*][*]:

Т — трансформатор тока;

Ф — фарфоровая покрышка;

З — вторичная обмотка звеньевого типа;

М — маслонаполненный;

[*] — номинальное напряжение, кВ;

[*] — категория электрооборудования по степени загрязнения внешней изоляции (А, Б, В);

[*] — номер конструктивного варианта исполнения;

[*] — номинальный класс точности;

[*] — номинальный первичный ток, А;

[*] — номинальный вторичный ток, А;

[*] — климатическое исполнение (У, ХЛ, Т) и категория размещения (1) по ГОСТ 1515069.

Включение трансформатора в сеть может быть произведено только после:

- окончания всех монтажных работ, проверки технического состояния в

соответствии с руководством эксплуатации и оформления соответствующего  акта;

-   проверки правильности подключения трансформатора к  линии электрической сети;

- выполнения заземления трансформатора;

- обеспечения безопасности обслуживающего персонала.

Во время работы вторичные обмотки трансформатора должны быть всегда замкнуты на приборы или закорочены.

Проведение пуско-наладочных и эксплуатационных испытаний

Для оценки технического состояния трансформатора перед вводом  в

эксплуатацию и в процессе эксплуатации проводить испытания, объем,  перио -

дичность и нормы которых приведены в таблице  12.1.

Таблица 12.1 Объем и периодичность пуско-наладочных и эксплуатационных испытаний

Наименование испытаний

Периодичность испытаний

В первые 2 года эксплуатации

В последующие года эксплуатации

1. Измерение пробивного напряжения Uпр и tg δ трансформаторного масла.

2.Измерение сопротивления изоляции первичной и вторичной обмоток.

3. Измерение tg δ главной изоляции.

Один раз в год

Один раз в 3 года

4.Измерение тока намагничивания в контрольной точке.

5.Измерение сопротивления изоляции между выводами первичной и вторичной обмотки ступеней 5И1-5И2 и верхним основанием нижней ступени каскадных трансформаторов

Перед введением в эксплуатацию

Текущий ремонт трансформатора тока

Текущий ремонт измерительных трансформаторов начинают с очистки их от пыли и грязи, затем осматривают фарфоровую эпоксидную или другую изоляцию, проверяют надежность их крепления к конструкции, объем масла в баке и отсутствие течи в уплотнителях и сварных швах. Чтобы устранить течь масла, подтягивают скрепляющие болты. Если это не помогает, ставят прокладку из маслостойкой резины. Если масло протекает через сварные швы, трансформатор заменяют новым.

Проверяют надежность соединения трансформатора с контуром заземления, контактные соединения внешних проводов с трансформатором, соединения вторичных обмоток с “землей”. При ремонте разборных трансформаторов тока проверяют отсутствие ржавчины на торцах магнитопровода. Для этого отсоединяют проводники, откручивают гайки скрепляющих болтов и разнимают половинки трансформатора. Ржавчину снимают шкуркой, половинки скрепляют болтами, стараясь чтобы между ними не было воздушного зазора и кабель располагался в центре окна трансформатора.

В трансформаторах измеряют сопротивление изоляции, первичной обмотки- мегомметром на 2,5 кВ, вторичной- на 1 кВ. Сопротивление изоляции не нормируется, однако для вторичных обмоток трансформатора тока сопротивление, равное 50-100 мОм, считается достаточным. Если сопротивление изоляции обмоток менее указанной величины, трансформатор снимают и сушат.

Капитальный ремонт измерительных трансформаторов тока

Ремонт трансформаторов заключается в проверке  целостности фарфоровых изоляционных покрышек и их армировки. Если обнаружены сколы, трещины, то неисправную деталь заменяют. Проверяется прочность стержня, проходящего через трансформатор.

Производится слив масла из трансформатора ,промывка сухим маслом ,проверка изоляции выводов ,снимается кожух и оболочка (при повреждении оболочки ) ,замена оболочки ,сборка узлов трансформатора  и обратное заполнение маслом .

Проверяется сопротивление изоляции между первичными и вторичными обмотками и целостность обмоток (сопротивление изоляции должно быть не менее 100 МОм).

Сушка трансформаторов производится первичным током при короткозамкнутой вторичной цепи и наоборот. Температура при сушке – не более 7580С, продолжительность - 1718 часов. Сушка считается законченной, если сопротивление изоляции не изменяется в течение 3-х4-х часов.

При капитальном ремонте трансформаторы тока (ТТ) испытывают повышенным напряжением. При замене трансформаторов в ходе ремонта проводят испытания, проверяют целость их обмоток, а также группу соединения трехфазных и полярность однофазных трансформаторов. Как  известно, направление тока в обмотке амперметра переменного тока не оказывает влияние на точность его работы (при любом способе подключения амперметра к ТТ он будет давать правильные показания). В таких же приборах как ваттметры, щетчики электроэнергии, а также многие устройства релейной защиты, направление тока имеет большое значение. Поэтому обмотки ТТ имеют специальную маркировку, позволяющую правильно подключать его в первичную цепь высокого напряжения и во вторичную измерительную цепь. Так, начало и конец первичной обмотки маркируются соответственно Л1 и Л2 (линия), а начало и конец вторичной обмотки- И1 и И2 (измерительная цепь тока). Выводы ТН маркируют так: начало и конец первичной обмотки обозначают соответственно А и Х, а начало и конец вторичной обмотки- а и х.

 

13 Способы создания безопасной техники и безопасных условий труда

В комплексе мер по созданию безопасных производств и безопасной техники одно из главных мест занимает Система стандартов безопасности труда (ССБТ), созданная в 1974 г. ССБТ представляет собой комплекс взаимосвязанных стандартов, направленных на обеспечение безопасности работающих и сохранения здоровья и работоспособности человека в процессе труда.  Стандарты ССБТ обязательны для исполнения всеми министерствами, ведомствами, предприятиями и учреждениями. Несоблюдение их преследуется по закону.

ССБТ предусматривает единый по стране кодекс охраны труда, в котором все строго, гармонично взаимосвязано.Но государственные стандарты – это только фундамент улучшения условий и охраны труда. В строгом соответствии с их общими основополагающими требованиями каждое министерство (ведомство) разрабатывает свои отраслевые стандарты, где учитываются специфические условия труда в отрасли. На их основе создаются стандарты предприятий (СТПБТ), которые доводят рекомендации науки и передовой опыт по безопасности труда до каждого цеха, участка, рабочего.

Структура и содержание ССБТ. Государственная система стандартизации предусматривает для ССБТ код под номером 12.

ССБТ включает в себя подсистемы:

0 – организационно-методические стандарты основ построения системы;

1 – стандарты требований и норм по видам опасных и вредных производственных факторов;

2 – стандарты требований безопасности к производственному оборудованию;

3 – стандарты требований к производственным процессам;

4 – стандарты требований к средствам защиты работающих;

5 – стандарты требований к зданиям и сооружением;

6-9 – резерв.

Примеры ГОСТ подсистемы «0»:

ГОСТ 12.0.004-90 «ССБТ. Организация обучения работающих безопасности труда».

ГОСТ 12.0.005-84, определяющий метрологическое обеспечение работ в области безопасности труда, в т.ч. по оценке условий труда и аттестации рабочих мест.

Стандарты подсистемы «1» устанавливают:

-  требования по видам опасных и вредных производственных факторов и предельно допустимые значения их параметров;

-  методы контроля нормируемых параметров опасных и вредных производственных факторов.

Примеры ГОСТ подсистемы «1»:

ГОСТ 12.1.003-89 «ССБТ. Шум. Общие требования безопасности».

ГОСТ 12.1.005-88 «ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны».

ГОСТ 12.1.012-90 «ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования».

ГОСТ 12.1.019-79 «ССБТ. Электробезопасность. Общие требования».         

Стандарты подсистемы «2» устанавливают:

-  общие требования безопасности к производственному оборудованию и отдельным группам производственного оборудования;

-  методы контроля выполнения требований безопасности.

Базовым стандартом в подсистеме «2» является ГОСТ 12.2.003-90 «ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности».

Стандарты подсистемы «3» устанавливают:

-  общие требования безопасности к производственным процессам и к отдельным группам технологических процессов;

-  методы контроля выполнения требований безопасности.

Базовым стандартом в подсистеме «3» является ГОСТ 12.3.002-90 «ССБТ. Процессы производственные. Общие требования безопасности».

Стандарты подсистемы «4» устанавливают:

-  классификацию средств защиты;

-  требования к отдельным классам и видам средств защиты;

-  методы контроля и оценки средств защиты.

Базовым стандартом подсистемы «4» является ГОСТ 12.4.011-90 «ССБТ. Средства защиты работающих. Классификация».

Стандарты подсистемы «5» устанавливают:

-  общие требования безопасности к зданиям и сооружениям;

-  методы контроля выполнения требований безопасности.

Внедрение ССБТ. С целью внедрения какого-либо стандарта ССБТ на предприятии разрабатывается план организационно-технических мероприятий, в который включают:

-  создание комиссии в целях координации работ по внедрению;

-  обеспечение подразделений стандартами ССБТ;

-  проведение комплекса мероприятий по материальному обеспечению внедрения стандарта;

-  организацию пересмотра документации по безопасности труда (положений, инструкций), разработанной и утвержденной на предприятии, и приведение ее в соответствие с требованиями внедряемого стандарта;

-  приобретение аппаратуры для контроля;

-  ведение учета внедрения.

Завершение работ по внедрению стандарта оформляется актом. Акт утверждается руководителем предприятия. Дата утверждения акта считается завершением периода внедрения.

Если внедрение – это единовременная мера, то соблюдение стандарта – постоянная работа, требующая организации контрольных мероприятий.

14 Охрана окружающей среды

Важно получить ответы на следующие вопросы:

1 Какое влияние на биосферу и отдельные ее элементы оказывают основные виды современной (тепловой, водной, атомной) энергетики и как будет изменяться соотношение этих видов в энергетическом балансе в ближайшей и отдаленной перспективе?

2 Можно ли уменьшить отрицательное воздействие на среду современных (гтрадиционных) методов получения и использования энергии? } Каковы возможности производства энергии за счет альтернативных (нетрадиционных) ресурсов, таких как энергия солнца, ветра, термальных вод и других источников, которые относятся к неисчерпаемым и экологи чески ч истым?

В настоящее время энергетические потребности обеспечиваются в основном за счет трех видов энергоресурсов: органического топлива, воды и атомного ядра. Энергия воды и атомная энергия используются человеком после превращения ее в электрическую энергию. В то же время значительное количество энергии, заключенной в органическом топливе, используется в виде тепловой, и только часть ее превращается в электрическую. Однако и в том, и в другом случае высвобождение энергии из органического топлива связано с его сжиганием, а, следовательно, и с поступлением продуктов горения в окружающую среду.

Некоторые пути решения проблем современной энергетики:

Использование и совершенствование очистных устройств. В настоящее время на многих ТЭС улавливаются в основном твердые выбросы с помощью различного вида фильтров

Уменьшение поступления соединений серы в атмосферу посредством предварительного обессеривания (десульфурации) углей и других видов топлива (нефть, газ, горючие сланцы) химическими или физическими методами. Этими методами удается извлечь из топлива от 50 до 70% серы до момента его сжигания;

Не менее значимы возможности экономии энергии в быту и на производстве за счет совершенствования изоляционных свойств зданий. Реальную экономию энергии дает замена ламп накаливания с КПД около 5% флуоресцентными, КПД которых в несколько раз выше;

Заметно повышается также КПД топлива при его использовании вместо ТЭС на ТЭЦ. В последнем случае объекты получения энергии приближаются к местам ее потребления и тем самым уменьшаются потери, связанные с передачей на расстояние

Ресурсы энергосбережения

В настоящее время энергосбережение - одна из приоритетных задач. Это связано с дефицитом основных энергоресурсов, возрастающей стоимостью их добычи, а также с глобальными экологическими проблемами.

Экономия энергии — это эффективное использование энергоресурсов за счет применения инновационных решений, которые осуществимы технически, обоснованы экономически, приемлемы с экологической и социальной точек зрения, не изменяют привычного образа жизни.

Основная роль в увеличении эффективности использования энергии принадлежит современным энергосберегающим технологиям. Энергосберегающая технология — новый или усовершенствованный технологический процесс, характеризующийся более высоким коэффициентом полезного использования топливно энергетических ресурсов (ТЭР).

Экономия топлива может быть:

  1.  При производстве электрической энергии.
  2.  При производстве тепловой энергии.
  3.  В быту.
  4.  На транспорте.
  5.  В строительстве.
  6.  Вот основные из технологий:
  7.  Применение биогаза.
  8.  Применение частотного привода.
  9.  Применение современных трансформаторов.
  10.  Применение светодиодных ламп.
  11.  Применение когенорации (тепло и электричество).
  12.  Тригенерации (тепло, холод, электричество);
  13.  Замена старого оборудования более новым, современным.

Утепление стен, энергосберегающая кровля, энергосберегающие краски, стеклопакеты, экономичные системы обогрева и охлаждения поверхностей.

Альтернативные источники энергии (ветряная, солнечная, геотермальная, энергия приливов и отливов, энергия сжатого воздуха и т.д.)

15 Экономическая часть

Расчет технико-экономических показателей подстанции.

Технико-экономические показатели подстанции определяются на основе данных задания на дипломное проектирование.

15.1 Суммарный максимум активной нагрузки

где Рmax i- максимальная активная нагрузка i-го потребителя;

Рmax 110= n лэп  Рmaxkодн = 6280,97=162,96  МВт

Рmax 10= n лэп Рmaxkодн = 104,50,95=42,75 МВт

15.2 Годовой полезный отпуск электроэнергии

 

где Tmax i- годовое число часов используемого максимума активной нагрузки i-го потребителя;

15.3 Годовые потери электрической энергии для однотипных параллельно включенных трансформаторов

Потери электроэнергии в автотрансформаторах:

Потери электроэнергии в линейных регуляторах:

Определим суммарные потери энергии в трансформаторах:

Wпс  = nатWат + nлрWлр 

15.4 Среднегодовое потребление электрической энергии

Wпотр,пс  = ∆Wотп,пс + ∆Wпс= 1151976+16062=1168038  МВтч;

 

15.5 Среднее значение коэффициента мощности подстанции

15.6 КПД средневзвешенный

15.7 Определение капитальных вложений в строительство подстанции

Таблица 15.1 Капитальные вложения в строительство подстанции

Наименование и тип

оборудования

Единицы

измерения

Количество

Стоимость тыс. руб.

единицы

всего

АТДЦТН

200000/330/110

Шт.

2

310

620

ЛТДН

40000/10

Шт.

2

34

68

РУ-330

Яч.

6

170

1020

РУ-110

Яч.

10

32

320

КРУ-10

Яч.

13

2,4

31,2

Постоянные затраты

1160

Итого:

3219,2

15.8 Капиталовложения по ПС в ценах на 2009г.

Коэффициент удорожания оборудования на 2009 г. составляет 4,6*103 

Кпс=3219,21034,6103=14808,32106 руб.

15.9  Удельные капиталовложения в ПС

15.10  Выбор формы обслуживания  ПС-330\110\10 кВ и определение численности обслуживающего персонала.

Оперативное обслуживание ПС-330\110\10 кВ осуществляется двумя электромонтерами в смене.

Таблица 15.2 Нормативная численность рабочих

Напряжение на высокой стороне

Количество присоединений с выключателями 6кВ и выше, шт.

Нормативная численность рабочих на одной подстанции, чел.

Нормативная численность

рабочих, чел.

330кВ

23

4,33

4,33

Таблица 15.3 Нормативная численность рабочих по ремонту ПС

Наименование устройства

Uном, кВ

Нормативная численность раб. устройств 100 чел\кВ

Количество устройств

Нормативная численность рабочих, чел.

АТ

330

17,37

2

0,347

ЛР

10

1,86

2

0,037

Присоединения с элегазовым выключателем

330

15,46

6

0,93

Присоединение с элегазовым выключателем

110

7,77

10

0,77

Присоединение с вакуумным выключателем

10

0,96

13

0,12

Итого:

2,204

Чпснор= 4,33 чел. [ 8, приложение 33]

Расчет нормативной численности рабочих по ремонту ПС-330\110\10 кВ

Чпсоп= Чпснорк1оп к3оп= 4,331,031,05=4,68≈5 чел

Чпсн.рем= Чпсн.ремк1рем к2рем к3рем= 2,21,061,021,08=2,57≈3 чел

Численность административно- управленческого персонала:

Чпсн.ауп= Чпсн.итр0,78= 30,78≈2 чел [8, приложение 42]

Суммарная численность рабочих на подстанции:

Чпсс= Чпсоп+ Чпс.рем =5+3=8 чел

Где:    Чпснор- нормативная численность рабочих

           к1оп- коэффициент, зависящий от эксплуатации [8, приложение 35 ]

           к3оп- учитывает объем по группам устройств [8, приложение 36 ]

           к1рем- коэффициент, зависящий от эксплуатации [8]

           к2рем- учитывает трудозатраты на проезд [8]

           к3рем- учитывает объем по группам устройств [8]

 Себестоимость передачи и распределения электрической энергии

15.11 Основная заработная плата производственных рабочих

  руб/год.  

ЗП- средняя заработная плата одного производственного рабочего в год, руб./чел.год;

Кр- районный коэффициент оплаты труда.

15.12 Дополнительная заработная плата производственных рабочих.

    руб/год  

15.13 Отчисления на социальное страхование с заработной платы производственных рабочих.

руб/год  

   Процент отчисленный в фонд социального страхования для энергетики составляет 35%

15.15 Амортизационные отчисления

- амортизационные  отчисления по производственному оборудованию,

=руб/год,

где Н= 6,4% - норма амортизационных отчислений по производственному оборудованию;

15.16 Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования.

 руб/год,

где β=1,12- коэффициент учитывающий затраты на текущий ремонт и обслуживания оборудования

.

15.17 Цеховые расходы

И= руб/год  

Где α-0,08- коэффициент, зависящий от уровня напряжения

15.18 Общестанционные расходы

руб/год

где ЗПауп= 21106 руб/год средняя годовая заработная плата одного работника административно – управленческого персонала;

Ч - численность административно – управленческого персонала, чел

 

15.19 Калькуляция себестоимости

руб/кВт.ч,

 Аналогично рассчитываются составляющие по передаче электрической энергии по всем статьям затрат.

16.20 Структура себестоимости

 

Аналогично рассчитываются остальные структуры себестоимости по всем статьям затрат

Таблица 15.4 Калькуляция себестоимости

Наименование статей

калькуляции

Затраты

на кВт*ч,

руб/кВт*ч.

Структура

себестоимости, %

1

2

3

4

5

6

Основная заработная плата производственных рабочих

Дополнительная заработная плата производственных рабочих

Отчисления на социальное страхование с заработной платы производственных рабочих

Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования

Цеховые расходы

Общесетевые расходы

0,12

0,017

0,05

0,921

0,074

0,056

10,04

1,4

4

74,07

5,9

4,53

Итого

1,24

100

Таблица 15.5 Сводная таблица технико-экономических показателей

Наименование показателей

Условное обозначение

Единицы измерения

Величины

1

Суммарный максимум активной нагрузки потребителей

МВт

205,71

2

Годовой полезный отпуск электроэнергии

Wотп,пс

МВт·ч

1151,97·10³

3

Среднегодовые потери электроэнергии

Wпc

МВт·ч

16,06·10³

4

Среднегодовое потребление электроэнергии

Wпот,пс

МВт·ч

1168,03·10³

5

КПД средневзвешенный за год

%

98,62

6

Капитальные затраты на строительство подстанции

Кпс

руб

14808,3·106

7

Удельные капитальные затраты по подстанции

Куд

руб/МВ·А

30,85·106

8

Себестоимость передачи и распределения электроэнергии

Sпер

руб/кВт·ч

1,24

9

Численность персонала по оперативному обслуживанию подстанции

чел

5

10

Численность рабочих по ремонту подстанции

чел

3

11

Численность административно-управленческого персонала

чел

2


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

1197. Приспособление для проведения механических испытаний 74.5 KB
  Схема сборки приспособления для проведения вибрационных испытаний. Универсальная оснастка плита для проведения вибрационных испытаний. Эта оснастка используется для проведения испытаний множества приборов.
1198. Производственный анализ СПК Октябрьский Волотовского района 63.5 KB
  Уставный капитал колхоза составляет 29531 тыс. руб. Учредителями хозяйства являются члены кооператива, которые объединили свои имущественные и земельные доли. Основным видом деятельности является сельское хозяйство, доля выручки от продажи сельскохозяйственной продукции на 2010 год составила 98 %.
1199. Проектирование одноэтажного промышленного здания города Волгограда 38.92 KB
  К промышленным относят здания, в которых размещены цехи, выпускающие готовую продукцию или полуфабрикаты. Технико-экономические показатели объемно-планировочного решения. Оценка полученных результатов. Выполнение промышленного здания из прогрессивных металлических конструкций несущих и ограждающих элементов.
1200. Энергетический расчет оптико-электронного прибора 55 KB
  Для обеспечения работоспособности любого оптико-электронного прибора важно получить определенные энергетические соотношения между полезным сигналом и порогом чувствительности прибора. В качестве материала анализирующей призмы, при заданном диапазоне измерения коэффициента преломления.
1201. Технологический процесс работы пассажирской станции Брянск-Орловский 1 класса 131 KB
  Технико-эксплуатационная характеристика станции Брянск-Орловский. Устройство для обслуживания пассажиров. Обработка пассажирского поезда своего формирования по прибытию. Обработка пассажирского поезда своего формирования по отправлению. Обработка транзитных поездов, подвергающихся таможенному досмотру и пограничному контролю.
1202. Создание и редактирование растровой графики 147.5 KB
  Интерфейс программы AdobePhotoshop, масштабирование. Восстановление интерфейса программы. Также можно использовать ряд сочетаний клавиш. Выделения области изображения. Для создания выделенной области фиксированного размера. Для создания выделенной области с определенным соотношением высоты и ширины. Выделения линии толщиной в один пиксель. Перемещение и дублирование выделенных областей
1203. Вирішення технологічних, конструктивних і дослідницьких проблем в умовах виробництва 161 KB
  Коротка характеристика випускаючих машин. Каток на пневмомашинах Д-551Б (ДУ-16Б). Каток причіпний кулачковий Д-614. Збірно-розбірні пристрої на заводі Жовтнева кузня. Організація заводської служби. Експлуатація компоновок збірно-розбірних пристосувань. Основні напрямки поліпшення організації оплати праці. Продуктивність праці, як економічна категорія. Методи вимірювання та показники рівня продуктивності праці.
1204. Изучение особенностей машинного программирования циклических алгоритмов с заданным числом повторений 36.5 KB
  Освоение особенностей организации внутрисегментных и межсегментных переходов, правил работы с сегментными регистрами. Изучение особенностей машинного программирования циклических алгоритмов с заданным числом повторений циклов. Анализ форматов и схем выполнения машинных команд ближнего и дальнего переходов программы.
1205. Звіт про перевірку відділень ПАТ 61.5 KB
  Перевірка проводилась шляхом телефонування на внутрішні номери нижче вказаних відділень. Відділення Київська регіональна дирекція ПАТ ВТБ Банк. Відділення Донецька регіональна дирекція ПАТ ВТБ Банк. Відділення Львівська регіональна дирекція ПАТ ВТБ Банк.