Реконструкция электроснабжения зоны подстанции "Рождественское" и "Василево" Шарьинских электрических сетей с обоснованием использования однофазных трансформаторов

КостромскаяГосударственная сельскохозяйственная академия
Факультетэлектрификации и автоматизации
сельскогохозяйства
Кафедраэлектроснабжения

Пояснительнаязаписка
к дипломномупроекту
Реконструкцияэлектроснабжения зоны подстанции «Рождественское» Шарьинскихэлектрических сетей с обоснованием использования однофазных трансформаторов

Кострома2007г.

Костромская Государственнаясельскохозяйственная академия
 
Факультетэлектрификации и автоматизации
сельского хозяйства

Задание
на дипломноепроектирование студенту
Темадипломного проекта:
(утвержденаприказом по академии № ********).
Срок сдачистудентом законченной дипломной работы
Исходные данные кдипломной работе: данные ДОАО “Костромаэнерго” о схемных и режимныхпараметрах подстанции «».
Содержаниерасчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов)
 
Введение.
1.  Технические условия районапроектирования.
2.  Обоснование нагрузок на сторонах35/10 кВ.
3.  Построение графиков нагрузок порежимным дням и выбор мощности трансформатора.
4.  Технико-экономическое сравнениевариантов трансформаторов.
5.  Расчет токов короткого замыкания.
6.  Выбор и проверка оборудования подстанции.
7.  Релейная защита трансформаторов.
8.  Разработка схем управления наружнымосвещением.
9.  Экономическая часть.
10.Техника безопасности.
 
Перечень графическогоматериала (с точным указанием обязательных чертежей).
1.  Однолинейная схема ПС «Рождественское».
2.  Графики нагрузок ПС «Рождественское».
3.  Молниезащита ПС «Рождественское».
4.  Результаты расчетов экономическойчасти.
Релейная защита
Генеральный план
Схема ФР-2
Схема ФР-75
Дата выдачи задания ______________________________
Руководитель________________
(подпись)
Задание принял кисполнению (дата)___________________
___________________
(подпись студента)

АННОТАЦИЯ
 
В дипломном проектерассмотрены вопросы необходимости и возможности реконструкции трансформаторнойподстанции.
В специальной частирассматривается вопрос разработки схем управления наружным освещением.
Рассмотрены вопросыэкологичности и безопасности проекта.
Записка состоит из 62страниц печатного текста, 12 иллюстраций, 23 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ
 
Пояснительная записка.
Введение
1. Технические условия районапроектирования
2. Обоснование нагрузок на сторонах35/10 кВ
3. Построение графиков нагрузок порежимным дням и выбор мощности трансформаторов
4. Технико-экономическое сравнениевариантов трансформаторов
4.1 Проверка трансформаторов насистематическую и аварийную перегрузку
4.2 Выбор трансформаторов на основетехнико-экономического сравнения вариантов
4.2.1 Расчет исходного варианта
4.2.2 Расчет проектированноговарианта
5. Расчет токов короткого замыкания
5.1 Составление расчетной схемыподстанции 110/35/10 кВ и ее схемы замещения с нанесением точек короткогозамыкания
5.2 Определение сопротивленияэлементов сети
5.3 Преобразование расчетной схемы сприведением значений сопротивления к напряжению короткого замыкания
5.4 Определение значений полногосуммарного сопротивления в точках короткого замыкания на стороне 10 кВ
5.5 Определение значений полногосуммарного сопротивления в точках короткого замыкания на стороне 35 кВ
5.6 Определение значения токатрехфазного короткого замыкания на проектируемой подстанции
5.7 Определение значения ударноготока трехфазного короткого замыкания на проектируемой подстанции
5.8 Определение значения тепловогодействия тока трехфазного короткого замыкания на проектируемой подстанции
6. Выбор и проверка оборудованияподстанции
6.1 Выбор источника оперативного токаи трансформаторов собственных нужд подстанции
6.2 Проверка аппаратуры подстанции.
7. Безопасность и экологичностьпроекта
7.1 Анализ показателей состоянияохраны труда
7.2 Характеристика опасных и вредныхфакторов
7.3 Правила безопасности при монтажеэлектрооборудования
7.4 Пожарная безопасность
7.5 Средства пожаротушения
7.6 Защита от прямых ударов молнии
7.7 Организационно-правовые меры побезопасности и экологичности
7.8 Выводы по разделу
8.  Экономическая часть
8.1 Определение капитальных вложений.
8.2 Расчет эксплуатационных издержек
Вывод по проекту
Приложения
Список использованной литературы

Введение
Перед энергетикой России,как и перед другими отраслями народного хозяйства, стоит важная задача — обеспечить такой темп роста производства, который в процессе созданияматериально — технической базы вывел бы Россию на первое место в мире попроизводству продукции на душу населения.
Важнейшим показателемработы промышленности труда является уровень производительности труда.Производительность труда в свою очередь в значительной степени определяетсяуровнем энерговооруженности и электровооруженности, которые за последние годызначительно выросли. Решением правительства России была разработанаэнергетическая программа на длительную перспективу. Ее основные положения, вчастности, предусматривают:
— ускорение техническогопрогресса в отраслях топливно-энергетического комплекса;
— обеспечение опережающихтемпов роста производства электроэнергии по сравнению с темпами роста добычи ипроизводства первичных энергоресурсов;
— обеспечение стабильноговысокого уровня добычи первичных энергоресурсов;
— форсирование развитияядерной энергетики;
— повышение надежноститопливо- и энергоснабжения путем создания необходимых резервов производственныхмощностей в отраслях топливно-энергетического комплекса.
С целью повышениянадежности электроснабжения потребителей и получения определенногонароднохозяйственного экономического эффекта электростанции объединяются напараллельную работу в районные энергосистемы, которые в свою очередь приразвитии объединяются в объединенные энергосистемы. Объединение электростанцийв энергосистемы дает ряд преимуществ:
— повышается надежностьэлектроснабжения потребителей;
— уменьшается требуемыйрезерв в энергосистеме;
— улучшается условиязагрузки агрегатов благодаря выравниванию графика нагрузки и снижению максимуманагрузки энергосистемы;
— появляется возможностьболее полного использования генерирующих мощностей электростанций;
— улучшаютсятехнико-экономические показатели энергетики из-за возможности использованияболее мощных и экономичных агрегатов;
— улучшаются условияэксплуатации энергохозяйства;
— создаются условия дляоптимального управления развитием и режимами работы энергетики в целом какподсистемы народного хозяйства страны, для создания автоматизированной системы(АДСУ), а также для создания автоматизированной системы управления энергетикойкак отраслью народного хозяйства.
Электрификация, то естьпроизводство, распределение и применение электроэнергии во всех отрасляхнародного хозяйства и быта населения, ─ один из важных факторовтехнического прогресса.
На базе электрификациистала развиваться промышленность, электроэнергия начала проникать в сельскоехозяйство и транспорт. Весь опыт развития электрификации показал что, надежное,высококачественное и дешевое электроснабжение можно получить только от крупныхрайонных электростанций, объединенных между собой в мощные энергетическиесистемы. На крупных электростанциях районного масштаба с линиямиэлектропередачи большого радиуса действия вырабатывается наиболее дешеваяэлектроэнергия, прежде всего из-за высокой концентрации ее производства, атакже благодаря возможности размещать электростанции непосредственно у дешевыхисточников электроэнергии ─ угля, сланцев, на больших реках.
Электроснабжениепроизводственных предприятий и населенных пунктов в сельской местности имеетсвои особенности по сравнению с электроснабжением промышленности и городов.Главная из них ─ это необходимость подводить электроэнергию к огромномучислу сравнительно маломощных объектов, рассредоточенных по всей территориистраны. В результате протяженность сетей (в расчете на единицу мощностипотребителя) во много раз превышает эту величину в других отраслях народногохозяйства, а стоимость электроснабжения в сельском хозяйстве составляет до 75%общей стоимости электрификации, включая затраты на приобретение рабочих машин.
Сказанное выше нагляднопоказывает, какое большое значение имеет проблема электроснабжения сельскогохозяйства. От ее рационального решения в значительной степени зависитэкономическая эффективность применения электроэнергии в сельском хозяйстве ибыту сельского населения. Поэтому первостепенная задача правильного электроснабжениязаключается в доведении стоимости электроэнергии до минимальной. Этого следуетдобиваться при соблюдении всех правил, требований и норм и прежде всегонеобходимого качества электроэнергии то есть постоянства частоты и напряжения,а также надежности ее подачи.

1. ТЕХНИЧЕСКИЕУСЛОВИЯ РАЙОНА ПРОЕКТИРОВАНИЯ
При проектированиирассмотрены вопросы реконструкции подстанции “Рождественское” 35/10. Подстанциянаходится в поселке Рождественское Костромской области Шарьинского района,предназначена для снабжения электрической энергией сельских потребителей.
Шарьинский районнаходится в зоне дерново-подзолистых почв. Исходными породами для образованияпочв послужили породы ледникового периода. По механическому составу почвыпредставлены песчаными, супесчаными, суглинистыми разновидностями.
Дерново-подзолистые почвыхарактеризуются непрочной структурой.
Более сложным природнымфактором является климат. Он изучается по элементам: осадки, температура,ветры.
Климат Шарьинского районаумеренно-континентальный: лето сравнительно короткое, умеренно теплое, зимапродолжительная, умеренно холодная и достаточно снежная. Самым холодным месяцемявляется январь, а самым теплым июль. Преобладающим направлением ветра зимойявляется юго-западное и южное; весной — юго-западное и северо-западное; летомзападное; осенью юго-западное.
Краткая характеристикарайона расположения подстанции:
1.  Сейсмичность пункта (в баллах по ГОСТ6249-52) – ниже 6 баллов.
2.  Среднегодовое количество осадков –568 мм.
3.  Среднегодовая продолжительностьбезморозного периода – 185 дней.
4.  Средняя высота снежного покрова – 57мм.
Нормативный скоростнойнапор ветра на высоте 10 м над поверхностью земли с повторяемостью 1 раз в 10лет – 40 />.
1.  Толщина стенки гололеда на высоте 10м над поверхностью земли с повторяемостью 1 раз в 10 лет – для первого районапо гололеду- 15 мм.
2.  Нормативная глубина промерзаниягрунта – 1,7 м.
3.  Среднегодовое число грозовых дней –19 дней продолжительностью 43 часа в год.
Окружающая атмосфера незагрязнена, концентрация пыли в окружающей среде – 10 />.
1.  Температура наружного воздуха:
средняя наиболее холоднойпятидневки – 35/>.
максимальная – +32/>.
минимальная – — 49/>.
гололеде – -7/>.
1.  Основанием фундаментов служатнасыпные супесчаные грунты подстилаемые суглинками. Грунтовые воды скрыты наглубине 5 м. В весенний период возможен подъем на 1 м по сравнению сзамеренным. Грунтовые воды агрессивными свойствами не обладают.
2. ОБОСНОВАНИЕ НАГРУЗОК НА СТОРОНАХ 35/10 кВ
В качестве исходныхматериалов используются данные диспетчерской службы, службы подстанций, службырелейной защиты – Электрические сети ОАО “Костромаэнерго”.
Исходные данные заданы:
а). В виде значенийполных мощностей на сторонах 10, 35 кВ; токов на этих же сторонах и на каждомиз фидеров 10 кВ. Эти данные приведены в ведомостях режимных дней для двухслучаев: режимный день максимальной нагрузки 20 декабря 2006 года и режимныйдень минимальной нагрузки 20 июня 2006 года (табл. приложения 1 и 2).
б). В виде однолинейнойсхемы подстанции “Рождественское” с обозначением существующего оборудования.
Обработка информациирежимных дней производится с помощью математического пакета “Mathcad” с последующим построениемсоответствующих графиков нагрузки трансформаторов (на сторонах 10, 35кВ) играфиков нагрузки подстанции в целом.
По данным плановогоотдела Электрические сети ОАО “Костромаэнерго”, район, питающийся от подстанции“Рождественское”, находится в экономическом кризисе. В районе не развиваетсяпроизводство, подстанция питает только сельских потребителей, нагрузка наподстанции очень маленькая (таблицы приложений 1,2), трансформаторы работают ссущественным недогрузом. Рост нагрузки прогнозируется 2% в год.
3. ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКОВ НАГРУЗКИ ПО РЕЖИМНЫМ ДНЯМ ИВЫБОР МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Согласно графикамнагрузки необходимость уменьшения мощности трансформаторной подстанции“Рождественское” обусловлена снижением нагрузки. Уменьшение нагрузки вызванопрекращением работ сельских хозяйств (которые питает данная подстанция),снижением нагрузки сельских потребителей (уменьшение численности населения).
Данные существующейнагрузки в зимний и летний периоды представлены в приложении: таблицы 1,2,3 итаблица 4; по данным которых, строится график существующей нагрузки подстанции.Эти данные получены при проведении мероприятий контроля нагрузки в режимныедни, которые для определения значений нагрузки в зимний период были выполнены20 декабря 2006 года (табл. 1 и 2 приложения), а для значений в летний период20 июня 2006 года (табл. 3 и 4 приложения).
Построим графики нагрузкив зимний период для трансформатора Т1 (S1=1,6 МВА) и Т2 (S2=1,6 МВА). Дляэтого из таблицы 1 приложения строим графики нагрузок для стороны 10 кВ(рис.1.1.).
/>
Рис.1.1. Графики нагрузкитрансформатора Т1 и Т2 в зимний режимный день для стороны 10 кВ.
И из таблицы 2 приложениястроим графики нагрузок для стороны 35 кВ в зимний режимный день (рис.1.2.).
/>
Рис.1.2. График нагрузкитрансформаторов Т1 и Т2 в зимний режимный день для стороны 35 кВ.
Для летнего режимного дняграфики строятся аналогично, поэтому сразу приведем график суммарной(существующей />) нагрузки первого и второго трансформатора длязимнего и летнего режимного дней (рис.1.3.).
/>
Рис.1.3. Графиксуществующей нагрузки подстанции за зимний и летний период на стороне 35 кВ.
Из графика существующейнагрузки можно сделать вывод, что два трансформатора мощностью 1,6 МВА,установленных на подстанции, обеспечивают необходимый уровень электроснабжения.
Перспектива нагрузки всистеме по “Костромаэнерго”, составляет 2% в год.
Строим графикперспективной нагрузки за летний и зимний периоды (рис1.4.) Эти данные полученыс учетом 10% увеличения фактической нагрузки в перспективе ее роста за пятьлет.
/>
Рис.1.4. Графикперспективной (/>) нагрузки подстанции в летний и зимний период.
Из графика нагрузки позначениям перспективной нагрузки можно сделать вывод, что два трансформаторамощностью 1,6 МВА способны обеспечить потребителя необходимым уровнемэлектроснабжения. Из графика нагрузки суммарной мощности трансформаторов взимний период можно сделать следующий вывод: установленные на подстанциитрансформаторы большей мощности, чем необходимо (суммарная мощностьтрансформаторов равна 3,2 МВА, а наибольшая мощность нагрузки 0,16 МВА). Наосновании этого заключения принимаем решение о замене трансформаторов наподстанции “ Роджественское ” на менее мощные. Из [11] выбираем трансформатордля класса напряжения 35 кВ. Для этого класса напряжения наименьшийтрансформатор 0,56 МВА. Мощность этого трансформатора также выше, чемнеобходимо, но так как на класс напряжения 35 кВ трансформаторов с меньшеймощностью нет, а вопроса перевода сетей подстанции на пониженное напряжение (10кВ) техническое задание на проектирование не предусматривает, то намечаем кустановке трехобмоточные трансформаторы марки ТМ 560/35: Sн.тр = 560 кВА
Uв = 35 кВ Uн = 10 кВ
Uк % в-н = 6,5
Pхх = 3,35 кВт Pкз =9,4кВт
Необходимость установкина подстанции двух трансформаторов продиктована ПУЭ из-за наличия потребителей1 категории [9].
Так как максимальноезначение нагрузка достигает в зимний период, то дальнейшие расчеты иобоснования будем производить относительно значения перспективной нагрузки взимний период.
4.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ ТРАНСФОРМАТОРОВ
В данном разделевыполняется сравнение вариантов на основе технических и технико-экономическихпоказателей. Рассматриваем два варианта выбора трансформаторов: существующий ипроектный.
Существующий вариантпредставлен установленными на подстанции в настоящее время двумядвухобмоточными трансформаторами ТМН – 1600/35, мощностью 1600 кВА.
Uв = 35 кВ;
Uн = 10 Кв;
Pхх = 2,9кВт;
Pкз =16,5 кВт.
Проектный вариантпредставлен установкой, в связи с уменьшением роста нагрузки, на подстанциидвух двухобмоточных трансформаторов ТМ – 560/35 мощностью 560 кВА
Uв = 35 кВ;
Uн = 10 кВ;
Pхх = 3,35кВт;
Pкз =9,4 кВт.4.1Проверка трансформаторов на систематическую и аварийную перегрузку
Техническое сравнениевариантов производим на основе сопоставления сравниваемых вариантов по графикуперспективного роста нагрузки представленного на рисунке 1.4.
Проверка насистематическую перегрузку производится следующим образом: на заданном графикенагрузки наносится прямая, соответствующая номинальной мощности подстанции.Верхняя часть графика, отсекаемая указанной прямой, является зоной перегрузки.Если график нагрузки расположен ниже прямой, то систематическая перегрузкаотсутствует [12].
При параллельноработающих трансформаторах (в нормальном режиме работы), в перспективнойнагрузке мощность подстанции составляет 1,12 МВА при существующем варианте(мощность одного трансформатора 1,6 МВА). Максимальное значение перспективнойнагрузки (рис.1.4.) составляет 1,915 МВА. Таким образом, силовые трансформаторыне перегружаются при существующем варианте (S=1,6МВА). Так как график нагрузки целиком расположен ниженоминальной мощности трансформаторов, то систематическая перегрузкаотсутствует, а следовательно нет необходимости в проверке трансформаторов наэтот режим работы.
При замене на подстанциитрансформаторов на мощность 0,56 МВА мощность всей подстанции составит 1,12МВА. Максимальное значение перспективной нагрузки (рис.1.4.) составляет 0,16МВА. Таким образом, силовые трансформаторы не перегружаются и притрансформаторах с мощностью 0,56 МВА. Так как график нагрузки целикомрасположен ниже номинальной мощности трансформаторов, то систематическаяперегрузка отсутствует, следовательно нет необходимости в проверкетрансформаторов на этот режим работы.
Рассмотрим работутрансформаторов в аварийном режиме.
Проверка трансформаторовна аварийную перегрузку производится следующим образом: на заданном графикенагрузки наносится прямая, соответствующая номинальной мощности трансформатора.Верхняя часть графика, отсекаемая этой прямой, является зоной перегрузкитрансформатора. Если график нагрузки расположен ниже, то аварийная перегрузкаотсутствует [12].
Из графика нагрузки,представленного на рисунке 1.4., максимальное значение нагрузки составляет 0,16МВА. При мощности трансформатора 1,6 МВА график нагрузки целиком расположенниже номинальной мощности трансформатора, следовательно аварийная перегрузкаотсутствует, нет необходимости в проверке трансформатора на этот режим.
При мощноститрансформатора 0,56 МВА график нагрузки так же целиком расположен ниженоминальной мощности трансформатора, следовательно аварийная перегрузкаотсутствует и нет необходимости в проверке трансформатора на этот режим. 4.2Выбор трансформаторов на основе технико- экономического сравнения вариантов
Экономическим критериемпо которому определяют наилучший вариант является минимум расчетных затрат./>/>/>
/>/> руб.                                              (4.1)
где: Pн = 0.12,нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений [5];
К — суммарные капитальныевложения, руб.;
И — ежегодныеэксплуатационные издержки, руб.;
У — стоимостьнедоотпущеной энергии, руб.;
К=a*Kзав,                                                                     (4.2)
где: Kзав — заводская стоимость трансформатора, руб.;
а = 1.7 — коэффициент дляпересчета от заводской стоимости к расчетной стоимости трансформатора [5];
/>                                    (4.3)

где:
а = 8.8% — отчисления наамортизацию, техническое обслуживание и ремонт [5];
Ипот — стоимость ежегодно потерянной электроэнергии трансформаторов, руб;
Ипот = Сст*DЭст + См *DЭм;                                          (4.4)/>
где:   Сст — стоимость потерь электроэнергии в магнитопроводе, 0.01руб/кВт*ч [5];
См-стоимостьпотерь электроэнергии в обмотках трансформатора, 0.012 руб/кВт*ч [5]
DЭст — количествопотерянной электроэнергии в магнитопроводе,кВт;
DЭм — количество потеряннойэлектроэнергии в обмотках трансформатора, кВт.
DЭст = 8760*n*DРх.х,                                                   (4.5)
где: n- количествопараллельно работающих трансформаторов;
DРх.х — потери втрансформаторе при холостом ходе, кВт,
/>                              (4.6)
где: />Pк — потери в трансформаторе прикоротком замыкании, кВт;
Si-мощность нагрузки накаждой ступени, МВА (см. рис.1.5.);
Sн — номинальная мощностьтрансформатора, МВА;
ti — время данного участка, ч (рис.1.5.).
У = Энед*У0,                                                                 (4.7)
где:   Энед-количество недоотпущенной электроэнергии, кВт*ч;
У0 — стоимостьодного кВА*ч недоотпущенной электроэнергии, руб/кВА*ч.
Количество недоотпущеннойэлектроэнергии определяем по формуле.
/> />,                                    (4.8)
где:   Fэ — количествонедоотпущенной энергии за сутки при отключении одного трансформатора, кВт;
/> - параметр потока отказов, 1/год;
Тв — среднее времявосстановления после отказа, ч.
Количество недоотпущеннойза сутки энергии определяем по формуле.
FЭ = cosf*(Si-Sпер.),                                                           (4.9)
где:   cosf — коэффициент мощности.
После окончания всехрасчетов, проводим сравнение двух вариантов по формуле:
/>                           (4.10)
если ДЗ>5%, топринимаем вариант с минимальными расчетными затратами;
если ДЗ
3.2.1 Расчёт исходноговарианта с трансформаторами Sном= 10 МВА.
Количество потеряннойэлектроэнергии в обмотке высшего напряжения трансформатора по (4.6).
ДЭм110 = 0.5*365*0,076*37,92 / 102 = 190,9МВт*ч
Количество потеряннойэлектроэнергии в магнитопроводе по (4.5).
ДЭст = 8760*2*0,023 = 402,9 МВт*ч
Стоимость ежегодно потеряннойэлектроэнергии трансформаторов по (4.4).
Ипот =0.01*402,9+0.012*190,9 = 6,319 тыс.руб.
Ежегодныеэксплуатационные издержки по (4.3).
И = 0.088*640000*1.7+6319 = 102,063 тыс.руб.
Так как трансформатор не перегружается количество недоотпущеннойэлектроэнергии за сутки равно нулю.
Fэ = 0
Следовательно количество недоотпущенной электроэнергии за год так жеравно нулю.
Эн = 0
Стоимость недоотпущенной электроэнергии за год не учитываем, т.к.Эн=0.
Минимум расчетных затрат по исходному варианту по (4.1).
З =0.12*640000*1.7+102063 = 232,623 тыс.руб.
Данные расчета сводим втабл. 4.1.
3.2.2Расчет проектируемого варианта с трансформаторами
Sном = 6,3МВА
Количество потеряннойэлектроэнергии в обмотке высшего напряжения трансформатора по (4.6).
ДЭм110 = 0.5*365*0.058*37,092 / 6,32 = 367,07МВт*ч
Количество потеряннойэлектроэнергии в магнитопроводе по (4.5).
ДЭст = 8760*2*0.017 = 297,8 МВт*ч
Стоимость ежегоднопотерянной электроэнергии трансформаторов по (4.4).
Ипот =0.01*297800+0.012*367070 = 7,382 тыс.руб.
Ежегодныеэксплуатационные издержки по (4.3).
И = 0.088*550000*1.7+7382 = 89,662 тыс.руб.
Количество недоотпущенной электроэнергии за сутки равно нулю, т.к.трансформатор не перегружается.
Fэ = 0 МВт
Следовательно количество недоотпущенной электроэнергии за год так жеравно нулю.

Эн = 0 МВт
Стоимость недоотпущенной электроэнергии за год не учитываем, т.к.Эн=0.
Минимум расчетных затрат по проектному варианту по (4.1).
З = 0.12*550000*1.7+89662= 201,862 тыс.руб.
Данные расчета сводим в табл. 4.1.
Годовой экономическийэффект составит:
/>                              (4.12)
/> (руб)Таблица 4. 1.
Сводная таблица расчетных параметров.Параметр Исходный вариант Проектный вариант Капитальные вложения, руб. 640000 550000 Стоимость ежегодно потерянной эл.эн., руб. 6319 7382 Эксплуатационные издержки, руб. 102063 89662 Расчетные затраты, руб. 232623 201862 Годовой экономический эффект, руб. 30761
Производим сравнение двухвариантов по (4.10).
ДЗ = (232623 — 201862)*100% / 232623 = 13,2 %

DЗ > 5%, минимальные расчетныезатраты в проектном варианте, принимаем вариант с трехобмоточнымитрансформаторами мощностью 6,3 МВА.
5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Исходные данные длярасчета:
Сопротивление системыберем из данных ДОАО “Костромаэнерго”.
/>
Трансформаторы:
Трансформатор 1: ТМТН6300/110
/> кВА; /> кВт; /> кВт;
/> кВ; /> кВ; /> кВ;
/> %; /> %; /> %
Трансформатор 2: ТМТН6300/110
/> кВА; /> кВт; /> кВт;
/> кВ; /> кВ; /> кВ;
/> %; /> %; /> %
Линии:
Линия 1: АС70
I1=28,2 км; Ro1=0,42 Ом/км; Xo1=0,341Ом/км; /> В.
Линия 2: АС50
I2=27 км; Ro2=0,592 Ом/км; Xo1=0,377Ом/км; /> В.
Линия 3: А50
I3=9,6 км; Ro3=0,576 Ом/км; Xo3=0,325Ом/км; /> В.
Расчет токов короткогозамыкания выполняем при нормальном режиме параллельно работающихтрансформаторов с целью:
выбора электрическогооборудования подстанции и проверки их на термическую и динамическую стойкость ктокам КЗ. Расчет выполняем в именованных единицах, так как подстанциярасположена далеко от электростанции и подключена к общей энергосистеме. В этомслучае сопротивление от генератора электростанции до точки короткого замыканияв относительных единицах во много раз больше 3, что делает нецелесообразнымрасчет в относительных единицах. При расчете учитывается активноесопротивление, так как мощность трансформаторов подстанции превышает 1000 кВА,а напряжение в точках короткого замыкания превышает 500В. [12].5.1Составление расчетной схемы подстанции 110/35/10 кВ и ее схемы замещения снанесением точек короткого замыкания
/>
 
5.2Определение сопротивления элементов сети
Так как расчетвыполняется в именованных единицах, то для всех элементов сети определяемзначение полного сопротивления.

5.2.1 Определениеполного сопротивления трансформаторов Т1 и Т2 со всех сторон напряжения:
Так как трансформаторыимеют одинаковую мощность и марку, то расчет выполняем только для трансформатораТ1.
Перед определениемполного сопротивления трехобмоточного трансформатора необходимо привестизначение его напряжений короткого замыкания к расчетным величинам;
Uкн = 0,5(Uквн+Uксн-Uквс) = 0,5(17,5+6,5-10,5) = 6,75 %
Uкв = 0,5(Uквн+Uквс-Uксн) = 0,5(17,5+10,5-6,5) = 10,75 %
Uкс = 0,5(Uквс+Uксн-Uквн) = 0,5(10,5+6,5-17,5) = 0,25 %
Расчет полногосопротивления выполняем по формуле:
/>                                         (5.1)
где: Sm-полная мощностьтрансформатора (кВА);
Uк %-напряжение короткогозамыкания выраженное в процентах;
Um-напряжение на обмоткетрансформатора, для которой производится расчет полного сопротивления (кВ).
5.2.1.1 Определениеполного сопротивления трансформатора Т1 на стороне высокого напряжения 110 кВ:
/> />
5.2.1.2 Определениеполного сопротивления трансформатора Т1 на стороне среднего напряжения 35 кВ:

/> />
5.2.1.3 Определениеполного сопротивления трансформатора Т1 на стороне низкого напряжения 10 кВ:
/> />
5.2.2 Определениесопротивлений воздушных линий выполняется по формулам:
/>                      (5.2)
/>                     (5.3)
/>                     (5.4)
где: Ro и Xo-активное ииндуктивное сопротивление 1км провода (Ом/км) [2];
l-длинна линии (км);
5.2.2.1Определениеактивного, индуктивного и полного сопротивления линии 110 кВ:
/> Ом
/> Ом
/> Ом
5.2.2.2 Определениеактивного индуктивного и полного сопротивления линии 35 кВ:

/> Ом
/> Ом
/> Ом
5.2.2.3 Определениеактивного индуктивного и полного сопротивления линии 10кВ:
/> />
/> />
/> />
5.2.2.4 Определение полногоэквивалентного сопротивления на стороне высокого напряжения трансформатора Т1:
/> />
 
5.3Преобразование расчетной схемы с приведением значений сопротивления кнапряжению короткого замыкания
Приведение значенийполного сопротивления схемы выполняется через коэффициент трансформации кстороне, на которой считается напряжение короткого замыкания и выражаетсяформулой:
/>                           (5.5)
где: Z-приводимое полноесопротивление (Ом);
U1-напряжение на высокойстороне (кВ);
U2-напряжение на низкойстороне (кВ).
5.3.1Приведение значений полного сопротивления схемы при возникновении короткогозамыкания на стороне 10 кВ:
/>
Приведение значенияполного сопротивления системы:
/> />
5.3.2Приведение значения полного эквивалентного сопротивления со стороны высокогонапряжения трансформатора Т1:
/> />
/>

5.3.3 Приведениезначения полного сопротивления системы:
/> />
5.3.4Приведение значения полного эквивалентного сопротивления со стороны высокогонапряжения трансформатора Т1:
/>/> />
 
5.4Определение значений полного суммарного сопротивления в точках короткогозамыкания на стороне 10 кВ
5.4.1Определение значения полного эквивалентного сопротивления со стороны низкогонапряжения трансформатора Т1:
/> Ом
5.4.2Определение значения полного эквивалентного сопротивления подстанции на шинах10кВ (в точке К4):
/>/>Ом
/> Ом

5.4.3 Определениезначения полного суммарного сопротивления подстанции на стороне 10 кВ (в точкеК5):
/> />
 
5.5Определение значений полного суммарного сопротивления в точках короткогозамыкания на стороне 35 кВ
5.5.1Определениезначения полного эквивалентного сопротивления со стороны среднего напряжениятрансформатора Т1:
/> Ом
5.5.2Определение значения полного эквивалентного сопротивления подстанции на шинах35 кВ (в точке К2):
/>/>Ом
/> Ом
5.5.3Определение значения полного суммарного сопротивления подстанции на стороне 35кВ (в точке К3):
/> Ом

5.5.4 Определениезначений полного сопротивления в точке короткого замыкания на стороне 110кВ:
/> Ом
 
5.6Определение значения тока трехфазного короткого замыкания на проектируемойподстанции
Значение тока трехфазногокороткого замыкания определяем по формуле:
/>                                             (5.6)
где: U-напряжение в точкекороткого замыкания (В):
Z-полное сопротивление вточке короткого замыкания (Ом):
5.6.1Определяем значение тока трехфазного короткого замыкания в точке К1:
/> А
5.6.2 Определяемзначение тока трехфазного короткого замыкания в точке К2:
/> А

5.6.3Определяем значение тока трехфазного короткого замыкания в точке К3:
/> А
5.6.4Определяем значение тока трехфазного короткого замыкания в точке К4:
/> А
5.6.5Определяем значение тока трехфазного короткого замыкания в точке К5:
/> А 5.7Определение значения ударного тока трехфазного короткого замыкания напроектируемой подстанции
Ударный ток трехфазногокороткого замыкания определяем по формуле:
/>                                                 (5.7)
где: Iк-ток короткогозамыкания (А);
kу-ударный коэффициентравный 1,8 для подстанций с высшим напряжением 110кВ; [2]
5.7.1Определяем значение ударного тока трехфазного короткого замыкания в точке К1:
/> A
5.7.2Определяем значение ударного тока трехфазного короткого замыкания в точке К2:
/> A
5.7.3Определяем значение ударного тока трехфазного короткого замыкания в точке К3:
/> A
5.7.4Определяем значение ударного тока трехфазного короткого замыкания в точке К4:
 
/> A
 
5.7.5Определяем значение ударного тока трехфазного короткого замыкания в точке К5:
/> A
5.8 Определениезначения теплового действия тока трехфазного короткого замыкания напроектируемой подстанции
Учитывая чтопроектируемая подстанция питается от централизованной энергосистемы и короткиезамыкания, происходящие на ней, находятся на удаленных участках от источника,тепловой импульс тока трехфазного короткого замыкания определяем по формуле:
/>                                   (5.8)
где: Iк-ток короткогозамыкания (кА);
tрз- время срабатываниярелейной защиты
tрз=0,1 при 35...110 кВ;
tрз=0,15 при 0.4...10 кВ;
Ta- время затуханияапериодической составляющей тока трехфазного КЗ
Ta=0,04 при 35...110 кВ;
Ta=0,04 при 0.4...10 кВ;
5.8.1Определяем значение теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания вточке К1:
/> />
5.8.2Определяем значение теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания вточке К2:
/> />

5.8.3 Определяемзначение теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания в точке К3:
/> />
5.8.4Определяем значение теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания вточке К4:
/> />
5.8.5Определяем значение теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания вточке К5:
/> />
Результаты расчета токовкороткого замыкания сведены таблицу 5.1.
Таблица 5.1.
Результаты расчета токовкороткого замыканияТочка короткого зам-ния.
Номинальное
напряжение в точке к.з.
Uн (кВ)
Ток трехфазнго
к.з.
Iк (А)
Ударный
ток к.з.
i у (кА)
Тепловой импульс тока к.з.
Bк (кАІс) 1 110 3244,8 8,259 1,47 2 35 3583,9 9,0314 1,79 3 35 844,9 2,1291 0,1 4 10 12796 32,245 31,1 5 10 933,8 2,353 0,16 6. Выбор и проверка оборудования подстанции
 
Выбор и проверкуоборудования подстанции выполняем на основе произведенного в разделе 5 расчетатоков короткого замыкания результаты которого сведены в таблицу 5.1. 6.1Выбор источника оперативного тока и трансформаторов собственных нужд подстанции
 
6.1.1 Для дистанционного управления(отключения, включения) выключателями, в том числе автоматического отключенияих релейной защитой, а также действия различных вспомогательных реле, устройствавтоматики, аппаратуры сигнализации, обогрева шкафов КРУН, освещения подстанциии т.п. требуются источники энергии, которые называются источниками оперативноготока. Так как проектируемая подстанция подключена к сети с напряжением навысокой стороне 110 кВ рекомендуется применять переменный оперативный ток.
Производим выбористочников оперативного тока.
6.1.2 Тансформаторы собственных нуждподстанции устанавливаются на стороне 10 кВ и подключаются до вводноговыключателя 10 кВ, что позволяет иметь оперативный ток при отключенной системесборных шин 10 кВ.
6.1.3 Определим мощность трансформаторовсобственных нужд и выберем марку трансформатора.
Мощность трансформаторасобственных нужд зависит от количества и мощности его потребителей.
На подстанции кпотребителям собственных нужд относятся: обогрев шкафов КРУН, освещениеподстанции, подогрев приводов разъединителей, отделителей и короткозамыкателейи другие устройства.
Состав потребителейсобственных нужд представлен в таблице 6.1; взято из однолинейной схемы иданных “Службы подстанций” ДОАО “Костромаэнерго”.
Для определения мощноститрансформаторов собственных нужд необходимо определить суммарную мощностьпотребителей собственных нужд.
Определим суммарнуюмощность потребителей:
Sсн=78+43,8+5+3+6,5+9+23+36+9,4+9+12+10,6 = 245,9 кВА
Так как на подстанцииустановлено два трансформатора собственных нужд, то их мощность определяем изусловия:
Sтсн ³ 0.5 Sсн Sтсн > 123 кВА
Выбираем дватрансформатора марки ТМ-160/10 мощностью 160 кВА,
Uвн=10кВ Uнн=0,4кВ DPх=0,82 кВт DPк=3,7 кВт [11]
6.1.4 Трансформаторы тока и трансформаторынапряжения также являются источниками оперативного тока. К их потребителямотносятся системы релейной защиты, измерительные приборы и устройства контроляизоляции.

Таблица 6.1.
Расчетная таблицапотребителей собственных нужд.Потребители собственных нужд
Sпот
кВА Количество, шт
Sполн
кВА Подогрев шкафов КРУН-10 6 13 78 Подогрев шкафов КРУН-35 7,3 6 43,8 Освещение подстанции 5 — 5 Аварийное освещение 3 — 3 Подогрев ВК-10 0,5 13 6,5 Подогрев ВТ-35 1,8 5 9 Подогрев привода разъединителя 35кВ 2,3 10 23 Подогрев привода разъединителя 110кВ 4,5 8 36 Подогрев привода короткозамыкателя 110кВ 4,7 2 9,4 Подогрев привода отделителя110кВ 4,5 2 9 Система пожаротушения 12 — 12 Система охлаждения трансформатора 5,3 2 10,6
Произведем расчет и выбортрансформаторов тока и напряжения.
6.1.5 а.) Трансформаторы тока выбираютсяиз условия [13];
—        по напряжениюустановки                                Uуст £ Uн
· по току                              Iраб.max£ Iн; I уст н £ Iн
· по динамическойстойкости                                  iу £ iдин
· по термическойстойкости                                     Bк £ Bн
· по значениювторичной нагрузки                        S2 £ Sн2
· по конструкции иклассу точности
На подстанции, котораяпредставляет собой электроустановку открытого типа, конструкция трансформаторовтока должна быть наружного исполнения, либо встроенные. Необходимый классточности трансформатора зависит от класса точности приборов, которых он будетпитать.
На проектируемойподстанции применяются встроенные трансформаторы тока в изоляторы силовыхтрансформаторов и трансформаторы тока ячеек КРУН. Замены существующихтрансформаторов тока не производим, а лишь выполняем проверку на соответствиеих условию перспективной нагрузки.
Произведем расчет рабочихвеличин трансформаторов тока.
Значение вторичнойнагрузки трансформатора тока определяем из формулы:
S2=Iн22·Z2                            (6.1)
где: Iн2- номинальный токвторичной обмотки
трансформатора (5А).
Z2- полное сопротивлениевторичной нагрузки: Z2 ≈ R2
R2 = Rприб + Rконт +Rпров                 (6.2)
где: Rприб –сопротивление приборов, Ом;
Rконт – сопротивлениеконтактов (принимается равным 0,1 [11]);
Rпров- сопротивлениесоединительных проводов, Ом;
Сопротивлениесоединительных проводов определяется по формуле:
Rпров = с· l / s                       (6.3)
где: с- удельноесопротивление проводника (Ом·ммІ / м);
l- длинна провода (м);
s- площадь сеченияпровода (ммІ);
Сопротивление приборовопределяем из заданого значения полной мощности приборов питаемыхтрансформатором тока:
Rприб = Sприб / IІн2   (6.4)
В ОРУ 110 кВ установлентрансформатор тока наружного исполнения, классом точности 0,5 при мощностиприборов 10 ВА (Sприб=10 ВА), номинальным током вторичной цепи 5 А.Соединительные провода выполнены из алюминия (с =0,0283 Ом·ммІ / м [11] ),длинной l =75 м и сечением s = 4 ммІ (из данных АО “Западные электрическиесети”:
Rконт = 0,1 Ом
Rпров = 0,0283· 75 /4 = 0,53 Ом
Rприб = 10 / 5І = 0,4 Ом
Z2 = R2 = 0,1+0,53 +0,4 =1,03 Ом
S2 = 5І ·1,03 = 25,75 ВА,выбираем трансформатор с Sн2 =30 ВА
Произведем проверкутрансформатора тока марки ТВТ-110, 150/5.
Ток нормальныйопределяется по формуле
/>
/> А
I уст.н £ Iн
33,1 А £ 150 А
Ток максимальныйопределяется по формуле
/>
/> А
Iраб.max £ Iн
34,1 А £ 150 А

Ударный ток и тепловоедействие трехфазного тока короткого замыкания приведены в разделе 5.
Техническиехарактеристики трансформатора и электроустановки, для сопоставления параметроввыбора представлены в таблице 6.2.
Таблица 6.2.
Трансформатор тока ТВТ — 110, 150/5.
Параметры ОРУ-110 кВ
Параметры трансформатора тока
Uуст н = 110 кВ
I уст н = 33,1 А
iу1 = 8,259 кА
Bк1= 1,47 кАІс
S2 = 25,75 ВА
U н = 110 кВ
I н = 150 А
iдин = 20 кА
Bн = 10 кАІс
Sн2 =30 ВА
Из таблицы 6.2. видно,что установленные на подстанции трансформаторы тока на стороне 110 кВ пригодныдля эксплуатации при замене силовых трансформаторов на менее мощные.
Проверим трансформаторытока на стороне 35 кВ.
Ток нормальныйопределяется по формуле
/>
/> А
I уст.н £ Iн
59,4 А £ 300 А
Ток максимальныйопределяется по формуле
/>
/> А
Iраб.max £ Iн
62,6 А £ 300 А
Параметры существующихтрансформаторов тока на стороне 35 кВ представлены в таблице 6.3. Так как онине требуют замены, сопоставим их рабочие параметры с условиями выбора.
Таблица 6.3.
Трансформатор тока ТВ –35, 300/5.
Параметры РУ-35 кВ
Параметры трансформатора тока
Uуст н = 35 кВ
I уст н = 59,4 А
iу2 = 9,0314 кА
Bк2 = 1,79 кАІс
S2 = 25,75 ВА
U н = 35 кВ
I н = 300 А
iдин = 20 кА
Bн = 10 кАІс
Sн2 =30 ВА
Из таблицы 6.3. видно,что установленные на подстанции трансформаторы тока на стороне 35 кВ пригодныдля эксплуатации при замене силовых трансформаторов на менее мощные.
Проверим трансформаторытока на стороне 10 кВ.
Ток нормальныйопределяется по формуле
/>
/> А
I уст.н £ Iн
363,7 А £ 1000 А
Ток максимальныйопределяется по формуле

/>
/> А
Iраб.max £ Iн
382,9 А £ 1000 А
Параметры существующихтрансформаторов тока на стороне 10 кВ установленных в ячейках КРУН-10представлены в таблице 6.4. Так как они не требуют замены, сопоставим их рабочиепараметры с условиями выбора.
Таблица 6.4.
Трансформатор тока ТЛМ-10 0.5/ 10P, 1000 / 5
Параметры РУ-10 кВ
Параметры трансформатора тока
Uуст н = 10 кВ
I уст н = 363,7 А
iу4 = 32,245 кА
Bк4 = 31,1 кАІс
S2 = 25,75 ВА
U н = 10 кВ
I н = 1000 А
iдин = 100 кА
Bн = 80 кАІс
Sн2 =30 ВА
Из таблицы 6.4. видно,что установленные на подстанции трансформаторы тока на стороне 10 кВ пригодныдля эксплуатации при замене силовых трансформаторов на менее мощные.
 
6.1.6 б) Трансформаторы напряженияподключенные на напряжение 10 и 35 кВ установлены в качестве источника питанияизмерительных приборов, измеряющих фазные и линейные напряжения и мощность, идля контроля за состоянием изоляции электрооборудования подстанции.
Трансформаторы напряжениявыбирают исходя из условий [11];
—        по напряжениюустановки                                Uуст £ Uн
—        по значениювторичной нагрузки                    S2 £ Sн2
Вторичной нагрузкойтрансформаторов напряжения являются электроизмерительные приборы, техническиеданные которых представлены в таблице 6.5, которые взяты из данных ДОАО“Костромаэнерго”.
Таблица 6.5.
Технические данныеизмерительных приборов.Приборы
Кол-во
шт
P
Вт
Q
ВАр Счетчик активной энергии 5 20 48,7 Ваттметр Д-305 3 6 — Вольтметр Э-378 3 6 —
Вторичную нагрузкутрансформатора определяем по формуле [13]:
/> (6.5)
где: Pприб – сумарнаяактивная нагрузка приборов (Вт);
Qприб — сумарная активнаянагрузка приборов (ВАр);
Pприб = 5·20+3 ·6+3 ·6 =136 Вт
Qприб = 5·48,7 =243,5 ВАр
/> ВА
На стороне напряжения 10кВ выбираем трансформатор напряжения типа НТМИ – 10
Uвн = 10 кВ
Uнн = 100 В
Sн2=320 ВА
S2max =640 ВА
На стороне напряжения 35кВ установлены трансформаторы напряжения типа ЗНОМ – 35
Uвн = 35 кВ
Uнн = 100 В
Sн2= 600 ВА
S2max =1200 ВА6.2Проверка аппаратуры подстанции
Выбор аппаратурыподстанции не выполняется, так как значение номинальных токов и напряженийустановленной аппаратуры соответствует рабочим токам при уменьшении нагрузки.Поэтому производим только проверку аппаратуры, установленной на подстанции, насоответствие ее режима работыпри уменьшении нагрузки.
6.2.1Разъединители:
Разъединителипроверяютсяиз условия [13]:
— по напряжению установки                    Uуст£ Uн
— по току                                                   Iраб.max£ Iн; I уст.н £ Iн
— по динамическойстойкости                            iу £ iдин
— по термическойстойкости                     Bк £ Bн
Произведем проверкуразъединителей установленных на подстанции в настоящее время на всех сторонахрабочего напряжения. В случае не прохождения какого-либо разъединителя поусловию выбора, он будет заменен на приемлемый вариант.
6.2.1.1 Проверка разъединителей на стороне110 кВ.
Технические данные,необходимые для осуществления проверки разъединителей установленных на стороне110 кВ представлены в таблице 6.6.

Таблица 6.6.
Разъединитель РНДЗ – 2 — 110/1000.Параметры ОРУ-110 кВ Параметры разъединителя
Uуст н = 110 кВ
I уст н = 33,1 А
iу1 = 8,25 кА
Bк1 = 1,47 кАІс
U н = 110 кВ
I н = 1000 А
iдин = 80 кА
Bн = 31,5/3 кАІс
Из таблицы 6.6. видно,что установленные на подстанции на стороне 110 кВ разъединители пригодны дляэксплуатации при замене силовых трансформаторов на менее мощные.
6.2.1.2 Проверка разъединителей на стороне35 кВ.
Технические данныенеобходимые для осуществления проверки разъединителей установленных на стороне35 кВ на вводах представлены в таблице 6.7.
Таблица 6.7.
Разъединитель РНДЗ — 35/600.Параметры РУ-35 кВ Параметры разъединителей
Uуст н = 35 кВ
I уст н = 59,4 А
iу2 = 9,0314 кА
Bк2 = 1,79 кАІс
U н = 35 кВ
I н = 600 А
iдин = 50 кА
Bн = 28,1/3 кАІс
Из таблицы 6.7. видно,что установленные на подстанции на стороне 35 кВ разъединители пригодны дляэксплуатации при замене силовых трансформаторов на менее мощные.
6.2.2Отделители
Отделители проверяются изусловия [13]:
— по напряжению установки                    Uуст £ Uн
— по току                                                   Iраб.max£ Iн; I уст.н £ Iн
— по динамическойстойкости                            iу £ iдин
— по термическойстойкости                     Bк £ Bн
Произведем проверкуотделителей установленных на подстанции в настоящее время на стороне 110 кВ. Вслучае не прохождения какого-либо отделителя по условию выбора, он будетзаменен на приемлемый вариант.
Технические данныенеобходимые для осуществления проверки отделителей установленных на стороне 110кВ представлены в таблице 6.8.
Таблица 6.8.
Отделитель ОД – 110/1000.Параметры ОРУ-110 кВ Параметры отделителя
Uуст н = 110 кВ
I уст н = 33,1 А
iу1 = 8,25 кА
Bк1 = 1,47 кАІс
U н = 110 кВ
I н = 1000 А
iдин = 80 кА
Bн = 31,5/3 кАІс
Из таблицы 6.8. видно,что установленные на подстанции на стороне 110 кВ отделители пригодны дляэксплуатации при замене силовых трансформаторов на менее мощные.
6.2.3Короткозамыкатели
Короткозамыкателипроверяются из условия [13];
— по напряжению установки                    Uуст£ Uн
— по динамическойстойкости                            iу £ iдин
— по термическойстойкости                     Bк £ Bн
Произведем проверкукороткозамыкателей установленных на подстанции в настоящее время на стороне 110кВ. В случае не прохождения какого-либо короткозамыкателя по условию выбора, онбудет заменен на приемлемый вариант.
Технические данныенеобходимые для осуществления проверки короткозамыкателей представлены втаблице 6.9.
Таблица 6.9.
Короткозамыкатель КЗ — 110
Параметры ОРУ-110 кВ
Параметры короткозамыкателя
Uуст н = 110 кВ
iу1 = 8,25 кА
Bк2 = 1,47 кАІс
U н = 110 кВ
iдин = 32 кА
Bн = 12,5/3 кАІс
Из таблицы 6.9. видно,что установленные на подстанции на стороне 110 кВ короткозамыкатели пригодныдля эксплуатации при замене силовых трансформаторов на менее мощные.
6.2.4Выключатели
На проектируемойподстанции установлены масляные выключатели на стороне среднего и низкогонапряжения. Выполним проверку на пригодность в эксплуатации этих выключателейпри увеличении мощности проектируемой подстанции. Не прошедшие условия проверкивыключатели будут заменены на приемлемый вариант.
Проверка и выборвыключателей выполняются из условий [13]:
— по напряжению установки                    Uуст£ Uн
— по току                                          Iраб.max£ Iн; I уст н £ Iн
— по динамическойстойкости                            iу £ iдин
— по термическойстойкости                     Bк £ Bн
6.2.4.1 Проверка выключателей на стороне 35кВ.
Технические данныенеобходимые для осуществления проверки вводных и секционного выключателейустановленных на стороне 35 кВ представлены в таблице 6.10.
В РУ 35 кВ установленымасляные выключатели марки ВТ –35-630-12,5 с приводом ПП-67, на вводах, всекционных шкафах и распределительных фидерах.

Таблица 6.10.
ВыключательВТ-35-630-12,5 с приводом ПП-67
Параметры РУ-35 кВ
Параметры выключателя
Uуст н = 35 кВ
I уст н = 59,4 А
iу2 = 9,0314 кА
Bк2 = 1,79 кАІс
U н = 35 кВ
I н = 630 А
iдин = 25 кА
Bн = 10/4 кАІс
Из таблицы 6.10. видно,что установленные на подстанции на стороне 35 кВ выключатели пригодны дляэксплуатации при замене силовых трансформаторов на менее мощные.
6.2.4.2 Проверка выключателей на стороне 10кВ.
На стороне 10 кВ меняемустановленный маломасленный выключатель ВК-10 на вакуумный ВВ-10-630/1000 сданными:
Номинальное напряжение-10 кВ.
Наибольшее рабочеенапряжение- 12 кВ.
Номинальный ток- 1000 А.
Динамический ток- 31,5кА.
Номинальный токотключения- 31,5 кА.
Тепловой импульс тока- 20кАІс.
Причины замены масляноговыключателя на вакуумный.
Вакуумные выключатели намного экономичнее чем масляные, они не нуждаются в масле, что дает экономиюденег и рабочего времени.
Большим достоинствомвакуумных выключателей является большой срок службы. Механическаяизносостойкость достигает /> операций. Число коммутаций с номинальным током около600 А равно />. Практически без ревизий выключатель может работатьдо 25 лет. У вакуумных выключателей высокая надежность, быстродействие, пожаро-и взрывоопасность, дешевизна эксплуатации, большие токи отключения.
Технические данныенеобходимые для осуществления проверки вводных и секционного выключателейустановленных на стороне 10 кВ представлены в таблице 6.11.
Таблица 6.11.
Выключатель ВВ – 10-630/1000
Параметры РУ- 10 кВ
Параметры выключателя
Uуст н = 10 кВ
I уст н = 363,7 А
iу4 = 32,245 кА
Bк4 = 31,1 кАІс
U н = 10 кВ
I н = 1000 А
iдин = 80 кА
Bн = 50 кАІс
Из таблицы 6.11. видно,что проектируемые к установке на подстанции на стороне 10 кВ вакуумныевыключатели проходят по всем условиям.
Как видно из результатовпроверки выполненной в разделе 6 оборудование, установленное на подстанции внастоящее время, не нуждается в замене при уменьшении мощности проектируемойподстанции.

7.БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА.
ОХРАНАТРУДА НА ПОДСТАНЦИИ “ВАСИЛЕВО”
 
7.1 Анализсостояния безопасности на подстанции
 
Под охраной трудапонимается система сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовойдеятельности, включающая правовые, социально-экономические,организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические,реабилитационные и иные мероприятия. На практике под охраной труда нередкоподразумевают технику безопасности, производственную санитарию и т.п. Такаяпозиция ошибочна. Охрана труда — это система мероприятий, где техника безопасностии гигиена труда являются ее составляющими.
Конституция РФ в главе«Основы конституционного строя» провозглашает, что в РФ охраняютсятруд и здоровье людей, обеспечиваются государственная поддержка семьи,материнства, отцовства и детства, инвалидов и пожилых граждан, развиваетсясистема социальных служб, устанавливаются государственные пенсии и иныегарантии социальной защиты.
Федеральный закон«Об основах охраны труда в Российской Федерации» был принят 17 июля1999 г. Все принципиальные его положения воспроизведены в тексте новогоТрудового кодекса.
Законодательство РФ обохране труда основывается на Конституции РФ и состоит из Федерального закона от17 июля 1999 г., других федеральных законов и иных нормативных правовых актовРФ, а также законов и иных нормативных правовых актов субъектов РФ.
Федеральный закон от 23июня 1999 г. (17 июля 1999 г.) N 181-ФЗ устанавливает гарантии осуществленияправа трудящихся на охрану труда и обеспечивает единый порядок регулированияотношений в области охраны труда между работодателями и работниками напредприятиях, в учреждениях и организациях всех форм собственности независимоот сферы хозяйственной деятельности и ведомственной подчиненности и направленна создание условий труда, отвечающих требованиям сохранения жизни и здоровьяработников в процессе трудовой деятельности и в связи с ней.
Действие Федеральногозакона распространяется на:
работодателей;
работников, состоящих сработодателями в трудовых отношениях;
членов кооперативов,участвующих в совместной производственной и иной хозяйственной деятельности,основанной на их личном трудовом участии;
студентов образовательныхучреждений высшего профессионального и среднего профессионального образования,учащихся образовательных учреждений начального профессионального, среднегопрофессионального образования и образовательных учреждений среднего (полного)общего, основного общего образования, проходящих производственную практику;
военнослужащих,направляемых на работу в организации;
граждан, отбывающихнаказание по приговору суда, в период их работы в организациях.
Обязанности работодателяпо обеспечению безопасных условий и охраны труда
1. Организовыватьпроведение обязательных предварительных и периодических медицинских осмотровработников.
2. Работодатель обязанобеспечить проведение аттестации рабочих по условиям труда (ст. 212 ТК).
3. Работодатель обязанобеспечить применение средств индивидуальной защиты.
4. Обучить безопаснымметодам и приемами выполнения работ.
Обязанности работника вобласти охраны труда
1. Статья 214 ТК и ст. 15Федерального закона «Об основах охраны труда в Российской Федерации»особо оговаривают обязанности работника в области охраны труда.
2. Инструкция по охранетруда является нормативным документом, устанавливающим требования безопасностипри выполнении работниками работ в производственных помещениях, на территориипредприятия, на строительных площадках и в иных местах, где они выполняютпорученную им работу.
Обучение ипрофессиональная подготовка в области охраны труда.
Для лиц, поступающих наработу с вредными или опасными условиями труда, на которую в соответствии сзаконодательством об охране труда требуется профессиональный отбор,работодатель обеспечивает обучение безопасным методам и приемам выполненияработ со стажировкой на рабочем месте и сдачей экзаменов, а в процессе трудовойдеятельности — проведение периодического обучения по охране труда и проверкизнаний требований охраны труда.
Работодатель не должендопускать к работе лиц, не прошедших в установленном порядке инструктаж по охранетруда. Более того, работодатель обязан отстранить от работы (не допускать кработе) работника, не прошедшего в установленном порядке обучение и проверкузнаний и навыков в области охраны труда.
Детально порядок и видыинструктажа работников регулируются ГОСТом 12.0.004-90 «Система стандартовбезопасности труда. Организация обучения работающих безопасности труда. Общиеположения», который распространяется на все организации независимо отформы собственности и вида.
Ответственность заорганизацию своевременного и качественного обучения и проверку знаний в целомпо предприятию или учебному заведению возлагается на его руководителя, а вподразделениях (цех, участок, лаборатория, мастерская) — на руководителяподразделения.
Все работникипредприятий, включая руководителей, обязаны проходить обучение, инструктаж,проверку знаний правил, норм и инструкций по охране труда в порядке и в сроки,которые установлены для определенных видов работ и профессий.
Требования безопасностизависят от вероятности и возможной тяжести электропоражения в тех или иныхусловиях эксплуатации электрооборудования. Поскольку сопротивление телачеловека непостоянно, трудно оценивать условия безопасности по току, которыйможет проходить через тело человека при электропоражении. Поэтому электроустановкиклассифицируют по значению напряжения. Правила безопасности различают сноминальным напряжением до и выше 1000 В. Иногда и внутри этих групп установоктребования безопасности различны в зависимости от конкретных номинальныхнапряжений. Данная электроустановка относится к классу выше 1000 В и поэтомуздесь требуется особое рассмотрение мер техники безопасности.
Осмотр подстанций можетвыполнять одно лицо с 3-й группой из числа дежурного оперативно-ремонтногоперсонала либо лицо с 5-й группой из числа административно-техническогоперсонала. Остальному электротехническому персоналу осмотр разрешаетсявыполнять под надзором одного из перечисленных лиц.
Лицу, производящемуосмотр, рекомендуется иметь при себе диэлектрические перчатки, а если осмотрпроизводится с выключением освещения, то ручной фонарь.
При входе вэлектроустановку необходимо закрыть за собой дверь или калитку, чтобы исключитьдоступ в установку случайных лиц.
Осмотр следует вестиспокойно, без торопливости, не приближаясь без надобности к ограждениям иконструкциям.
Нельзя облокачиваться наконструкции, перила, ограждения и прочие и показывать на что- либо рукой.
В установках выше 1000 В.оборудование следует осматривать с порога камеры или перед барьером.
Для осмотра разрешается открыватьдвери ограждений и камер в электроустановках выше 1000 В., двери щитов, сборок,пультов управления и других устройств в электроустановках до 1000 В.
Для обеспечениядлительной, надёжной эксплуатации трансформатора выполняется следующее:
Соблюдаются температурныеи нагрузочные режимы, уровни напряжения;
Строго соблюдается нормана качество и изолирующее свойство масла.
Содержится в исправномсостоянии устройства охлаждения, регулирования напряжения, защита масла и т. д.
На дверяхтрансформаторных пунктов и камер укрепляются предупреждающие плакатыустановленного образца и формы.
Трансформаторныеустановки снабжены противопожарными средствами.
Персонал, обслуживающийтрансформаторную подстанцию, снабжается средствами защиты обеспечивающиебезопасность их работы.
К средствам защиты натрансформаторной подстанции относятся: диэлектрические перчатки, боты, ковры,колпаки; индивидуальные экранирующие комплекты; изолирующие подставки инакладки; переносные заземления; оградительные устройства; плакаты и знакибезопасности и т.д.
Для защиты обслуживающегоперсонала, необходимо вывешивать плакаты по технике безопасности на отключаемыеаппараты, а так же при подготовке рабочего места.
Для защиты обслуживающегоперсонала от поражения электрическим током все металлические нетоковедущиечасти электрооборудования, корпуса щитов, светильников и т. д., которые могутоказаться под напряжением при повреждении изоляции, должны быть заземленыприсоединением к нулевым защитным проводникам.
В данном дипломномпроекте рассматривается вопрос о замене трансформаторов мощностью 1,6 МВА, натрансформаторы 0.56 МВА. Данная замена не повлечет за собой каких либоизменений в вопросах безопасности и экологии.
При производстве работоперативно — выездной бригадой(ОВБ), составляется наряд — допуск, в которомуказывается где и что должно быть отключено и заземлено для безопасноговыполнения необходимых работ. Непосредственно перед началом работ проводитсяинструктаж на рабочем месте. Так же дежурный по подстанции на настенной картерайонных электрических сетей, на макетах отключаемого оборудования, вывешиваетпредупреждающие таблички типа- “Не включать!”, “Не включать, работают люди!”.Так же имеется постоянная связь с ОВБ, по которой постоянно докладываетсядежурному о ходе выполнения работ, который в сою очередь записывает все данныев дежурный журнал.
На подстанции в целяхбезопасности установлены предупреждающие таблички, такие как — “Не влезай — убьет!”, “Внимание, опасное напряжение!”, “Опасно для жизни!”.
7.2Расчеты к графическому листу
 
7.2.1Расчет защитного заземления и молниезащита подстанции 35/10 кВ “Рождественское”
Все металлические частиэлектроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущиеоказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, должны надежносоединяться с землей. Такое заземление называется защитным, так как его цельюявляется защита обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения.
Заземление,предназначенное для создания нормальной работы аппарата или электроустановки,называется рабочим заземлением. К рабочему заземлению относится заземлениенейтралей трансформаторов, генераторов, дугогасительных катушек. Без рабочегозаземления аппарат не может выполнить своих функций или нарушается режим работыэлектроустановки.
Для защиты оборудованияот повреждения ударом молнии применяется грозозащита с помощью разрядников,искровых промежутков, стержневых и тросовых молниеотводов, которыеприсоединяются к заземлителям. Такое заземление называется грозозащитным.
Обычно для выполнениявсех трех типов заземления используют одно заземляющее устройство.
Заземление состоит в том,что заземляемые металлические части металически соединяют с заземлителем, тоесть с металлическим предметом, находящимся в непосредственном соприкосновениис землей или с группой таких предметов. Чаще всего это стальные стержни,забитые в землю вертикально и соединенные между собой под землей приваренной кним стальной полосой. Благодаря защитному заземлению, напряжение прикосновениязначительно снижается.
В данном случаезаземление подстанции выполнено в виде замкнутого контура, состоящего изстальной проволоки диаметром 12 мм, приваренной сваркой к вертикальнымметаллическим заземлителям, вбитых в землю, а также из горизонтальных полосвыравнивающих потенциал.
Для расчета заземлениянеобходимо знать ток Iз, стекающий с заземлителя проектируемогозаземляющего устройства при однофазном коротком замыкании.
Если однофазное короткоезамыкание произошло в пределах электроустановки
/>,                                                (7.1)
где Iкз(1) — ток однофазного короткого замыкания в месте повреждения, кА;
х0-результирующее индуктивное сопротивление нулевой последовательности до местакороткого           замыкания;
хт1 — сопротивление нулевой последовательности трансформатора рассматриваемойэлектроустановки.
Если однофазное короткоезамыкание произошло за пределами электроустановки
/>                                                          (7.2)
Ток однофазного короткогозамыкания рассчитывается по формуле
/> />
где    х1рез,х2рез, х0рез — соответственно результирующее индуктивныесопротивления прямой обратной и нулевой последовательностей, при однофазномкоротком замыкании на шинах 35 кВ подстанции;
Iб35 — базовыйток для стороны высокого напряжения, кА.
/>
линия 35 кВ одноцепная без тросов
/>
/>
/>
Определяем ток, стекающийс заземлителя на землю,
при коротком замыкании впределах электроустановки
/> кА
при коротком замыкании запределами электроустановки
/> кА
Из расчета видно, чтоток, стекающий с заземлителя при однофазном коротком замыкании произошедшем впределах электроустановки, больше чет ток, стекающий с заземлителя приоднофазном коротком замыкании произошедшем за пределами электроустановки. Прирасчетах заземления принимаем больший ток, стекающий с заземлителя.
Согласно ПУЭ заземляющиеустройства электроустановок выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтральювыполняются с учетом сопротивления Rз£0.5 Ом или допустимого напряженияприкосновения.
расчет по допустимомусопротивлению Rз£0.5 Ом приводит к неоправданному перерасходу проводниковогоматериала и трудозатрат при сооружении заземляющих устройств для подстанцийнебольшой площадью, не имеющих естественных заземлителей. Опыт эксплуатациираспределительных устройств 10 кВ и выше позволяет перейти к нормированиюнапряжения прикосновения, а не величины Rз [20]. Заземляющееустройство, выполненное по нормам напряжения прикосновения, должно обеспечить влюбое время года ограничение Uпр до нормированного значения впределах всей территории подстанции, а напряжение на заземляющем устройстве Uздолжно быть не выше 10 кВ.
Данные необходимые длярасчета заземляющего устройства.
Площадь подстанции25.5х31.1 м2; удельное сопротивление верхнего слоя грунта с учетомпромерзания r1=500 Ом*м; толщина верхнего слоягрунта h1= 2 м; удельное сопротивление нижнего слоя грунта r2= 60 Ом*м; глубина заложения горизонтальныхвыравнивающих полос t = 0.7 м; длина вертикального заземлителя lв =5 м; время действия релейной защиты tр.з. = 0.12 с; полное времяотключения выключателя tотк.в = 0.08 с; ток, стекающий сзаземлителей при однофазном коротком замыкании на рассматриваемой подстанции, Iз= 1.33 кА. Естественных заземлителей нет.
расчетная длительностьвоздействия напряжения прикосновения
/> с
Для tв= 0.2 с находим [20] допустимое напряжениеприкосновения Uпр.доп = 400 В.
Определяем коэффициентнапряжения прикосновения
/> ,
где М — параметр, зависящийот r1/r2 [3];
b — коэффициент, определяемый посопротивлению тела человека Rч и сопротивлению растекания тока отступней Rст;
Lг — длинагоризонтальных заземлителей, м;
а — расстояние междувертикальными заземлителями, м;
S — площадь заземляющегоустройства, м2.
/>.
Зная наибольшеедопустимое напряжение прикосновения определяем напряжение на заземлителе
/> В,
что в пределахдопустимого (меньше 10 кВ).
Определяем сопротивлениезаземляющего устройства
/> Ом
Действительный планзаземляющего устройства(лист 4) преобразуем в расчетную квадратную модель состороной
/> />
Определяем число ячеек постороне квадрата
/> шт.;
принимаем m = 8 шт.
Определяем длину полос врасчетной модели
/> м.
Определяем длину стороныячейки
/> м.
Определяем числовертикальных заземлителей по периметру контура
/>шт.
принимаем nв =23 шт.,
где    nв1 — число вертикальных заземлителей по стороне квадрата при а/lв = 1[20].
Определяем общую длинувертикальных заземлителей
/> м.
Определяем общеесопротивление сложного заземлителя, преобразованного в расчетную модель
/>                                                       (7.3)
где
/> /> />
/> /> />
rз — эквивалентное удельное сопротивление земли, Ом*м[20];
/>
тогда
/>
Относительная толщинаслоя
/>
По таблице 7.6 [20] для r1/r2 = 8.3; а/lв = 1, определяем
rз/r2= 1.4,
тогда
/> /> .
Определяем общеесопротивление сложного заземлителя
/>Ом
что меньше допустимого Rз.доп=2.244 Ом.
Определяем напряжениеприкосновения
/> В
что меньше допустимогозначения 400 В.
Определяем наибольшийдопустимый ток, стекающий с заземлителей подстанции при однофазном короткомзамыкании:
/> А
При больших токахнеобходимо снижение Rз за счет учащения сетки полос или дополнительныхвертикальных заземлителей.
Чертеж заземленияприведен в графической части проекта [лист 4.]
7.2.2Защита от прямых ударов молнии
Наиболее опасный видпоражения от атмосферных перенапряжений — это прямой удар молнии в объект.
В связи с этим защита отпрямых ударов молнии основана на том, что направление лидера молнии наиболеевероятно к объекту, на котором имеется максимальное значение напряженностиэлектрического поля. В качестве объектов сооружают возвышенные молниеотводы,которые принимают на себя лидер и главный разряд молнии.
Исходные данные.
Подстанция защищена одниммолниеотводом, установленным совмещённым с радиомачтой. Высота молниеотводов h,равна 30 м. Высота защищаемого объекта 7.0 м, высота средней точки- 3.0 м.
Зона защиты одиночного стержневогомолниеотвода высотой менее 30 м показана на рисунке 7.1. Радиус зоны защитыодиночного молниеотвода определяется по формуле [5]
/>;                                          (7.4)
где    h — полная высотамолниеотвода, м;
hх -высота защищаемого объекта.
Радиус зоны защитыопределяется для двух точек — для самой высокой точки защищаемого оборудования,и для средней точки.
Определяем радиус зонызащиты одиночного молниеотвода для высокой точки по (7.1) :
/> />
Определяем радиус зонызащиты молниеотвода для средней точки по (7.4):
/> />
Чертеж молниезащитыпредставлен в графической части проекта [лист 4.].
 
7.3Правила безопасности при монтаже электрооборудования
Все конструкции ОРУ домонтажа оборудования закрепляют в соответствии с проектом всеми болтами илисваркой. Поднятые для монтажа элементы оборудования немедленно закрепляют наместе полностью.
Запрещается одновременнорегулировать разъединитель или выключатель и делать его ошиновку, а такжерегулировать выключатель одновременно с его приводом. Регулироватьразъединитель или выключатель, отделенный стеной от своего привода, можнотолько при надежной связи между исполнителями.
При регулировке приводоввыключателей надо удалить из цепей управления привода предохранители воизбежание случайного дистанционного включения или отключения. Нельзя опускатьили натягивать пружины без специальных приспособлений. Для проверки контактоввыключателей на одновременность замыкания, а также для освещения внутри баковвыключателей нужно применять напряжение 12В.
После подсоединенияошиновки к трансформатору напряжения нужно накоротко зашунтировать и заземлитьвсе его выводы со стороны высшего напряжения (шунт сохраняется до окончаниямонтажных работ), чтобы предотвратить появление напряжения из-за обратнойтрансформации. Необходимо также зашунтировать и заземлить все неиспользуемыевторичные обмотки трансформаторов тока.
Запрещается совмещатьотверстия в собираемых деталях пальцами. Надо пользоваться ломиками, бородками.Нельзя поддерживать вручную привариваемые конструкции массой более 10 кг илимелкие детали. Их следует до сварки укрепить струбцинами.
Пробивая отверстия вкирпиче или бетоне, следует надевать защитные очки. При сквозной пробивке надопользоваться шлямбурами или скарпелями, длина которых не менее чем на 200 ммпревышает толщину стены.
Машины или аппараты, хотябы раз находившиеся под рабочим напряжением (присоединенные к сборным шинам илиисточнику питания), приравниваются к аппаратуре, находящейся в эксплуатации, ивсе работы по их проверке и наладке нужно выполнять в соответствии с правиламибезопасности при эксплуатации электроустановок.
Если же понадобятсякакие-то доделки силами монтажников или строителей, электроустановка должнабыть не просто отключена и заземлена, а переведена в число недействующих путемдемонтажа участков шин, шлейфов, отсоединения кабелей. Все работы по монтажуэлектродвигателя нужно выполнять до подключения к нему проводов.
7.4 Пожарнаябезопасность и экологичность проекта
 
Разработкапротивопожарных норм, правил и инструкций по проектированию, строительству иэксплуатации зданий и установок, а так же надзор за соблюдением правил ведетУправление пожарной охраны Министерства внутренних дел. ИнспекторГосударственного пожарного надзора, обнаружив нарушение правил, предписываетруководителю устранить нарушение, за невыполнение виновного могут оштрафоватьили привлечь к уголовной ответственности. Основную ответственность за пожарнуюбезопасность на территории хозяйства несет руководитель хозяйства. Количествочленов Пожарно-сторожевой охраны (ПСО) устанавливает руководитель предприятия,либо общее собрание, по согласованию с местными органами пожарного надзора и сучетом имеющихся средств тушения пожаров.
По средствампожаротушения проектируемая подстанция относится к третьей группе.Пожаротушение этой группы обеспечивается первичными средствами: ручнымипорошковыми и углекислотными огнетушителями, песком и передвижными средствамиближайшего пожарного депо. На подстанции предусмотрен щит для храненияпожарного инвентаря и средств пожаротушения. Щит укомплектовывается инвентареми средствами пожаротушения в соответствии с требованиями правил пожарнойбезопасности и местными инструкциями по пожарной безопасности. Приказом попредприятию назначается ответственный за комплектацию подстанции защитнымисредствами и средствами тушения пожара, а также за их исправность исвоевременную замену при необходимости.
К техническим средствампожаротушения на подстанции относят: огнетушители порошковые, вэлектроустановках тушение производится при помощи углекислотных огнетушителей.Кроме ручных применяют перевозимые углекислотные огнетушители УП-2М ипорошковые огнетушители ОП-10. К простейшим средствам применяемым дляликвидации огня относят: песок и земля — отделяют горящую поверхность отвоздуха. В пожарный инструмент непременно входят лопаты, ведра, багры.
При проектированиипроизводственных объектов сельскохозяйственного назначения необходимопредусматривать его влияние на уже существующие объекты и на окружающую среду.Трансформаторные подстанции следует располагать согласно проекту районаэлектроснабжения, разрабатываемого в КЭС и документации СНиП.
Основными опасностямиисходящими от воздушных линий электропередач являются магнитные поля, влияниекоторых увеличивается с увеличением номинального напряжения линии; пожары,возникающие вследствие падения проводов или попадания молнии в опоры;загрязнение в результате строительства или плановой очистки трассы.
Снижение вредного влияниямагнитного поля достигается путем выдержки регламентированных размеров от линийэлектропередач, а при напряжениях свыше 110 кВ создания зон отчуждения.
Для предупреждениявозгорания растительной массы необходима планомерная очистка трассы, но приэтом ведется сжигание убранной растительной массы, что само по себе неэкологично. При сжигании происходит тепловое загрязнение окружающей среды,поэтому необходимо предусмотреть меры по использованию растительной массыубираемой трассы. Один из вариантов — это зимняя расчистка в местах с хвойнойрастительностью, елки на новогодние праздники.
Под ЛЭП земля пригоднадля возделывания, кроме участков под опорами. При сельскохозяйственномиспользовании земель трассы необходимо следить за высотой растительности,запрещается посадка деревьев и высоких кустарников.
Так как на подстанцииприменяются маслонаполненные трансформаторы, перед их установкой на площадкевыкапывается специальная земляная яма, которая в дальнейшем засыпается гравием.После приготовления ямы трансформатор устанавливается над ней на металлическомили железобетонном основании. Яма в данном случае предназначается дляулавливания масла в случае его утечки при повреждении бака трансформатора.
7.5 Выводыпо разделу
На подстанции необходимоувеличить объем средств на охрану труда, что в значительной мере поможет болеетщательно следить за состоянием средств индивидуальной защиты, средствамипожаротушения, а также за их исправностью и своевременной замене.
Это необходимо дляпредотвращения электротравм и тяжести производственного травматизма, а такжеувеличению трудоспособности обслуживающего и ремонтного персоналов.
Содержание пожарногоинвентаря и средств пожаротушения в работоспособном состоянии помогутпредотвратить возникновение пожароопасных ситуаций, которые могли бы привести кзначительному материальному ущербу, экологическим загрязнением и возможночеловеческим жертвам.

8.ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
В данной частирассматривается вопрос экономической выгоды от реконструкции подстанции“Василево ”.
При существующем вариантеимеем маломасляные выключатели ВК-10. Так как эти выключатели моральноустарели, то при проектировании заменили их на вакуумные ВВ-10-630-1000.8.1Определение капитальных вложений
Капитальные вложенияопределяются по формуле [5]:
К= Ц + М +Нр+П                  (8.1.)
где: Ц - цена по прейскуранту, руб.
(существующий вариант 33000 руб; проектный вариант 41000 руб);
М-затраты на монтаж (30 % от цены);
Нр- накладные расходы (10 % от цены);
П- плановые накопления (10 % от суммы Ц+М+Нр).
Существющий вариант, расчет капитальных вложений одного выключателя:
М = 33000·0,3 = 9900 руб.
Нр = 33000·0,1 = 3300руб.
П = (33000+9900+3300) ·0,1 = 4620 руб.
К = 33000+9900+3300+4620= 50820 руб.
Проектный вариант, расчет капитальных вложений одного выключателя:

М = 41000·0,3 = 12300руб.
Нр = 41000·0,1 = 4100руб.
П = (41000+12300+4100) ·0,1 = 5740 руб.
К = 41000+12300+4100+5740= 63140 руб.
Таблица 8.1.
Результаты расчетовкапитальных вложений.Вариант Кол-во., шт.
Ц,
руб.
М,
руб.
Нр,
руб.
П,
руб.
К,
руб.
Существ.
ВК-10 13 33000 9900 3300 4620 660660
Проектный
ВВ-10-630/1000 13 41000 12300 4100 5740 820820 8.2Расчет эксплуатационных издержек
Расчет эксплуатационныхиздержек производится по формуле [5]:
Э = ЗП + А + Т + ТСМ +Эл+Пз;             (8.2)
где: ЗП — заработнаяплата по данному технологическому процессу, руб.;
А — амортизационныеотчисления, руб.;
Т — текущий ремонт и техническое обслуживание, руб.;
ТСМ – топливно-смазочныематериалы, руб.;
Эл- стоимостьэлектроэнергии на обогрев масла выключателя в зимнее время;
ПЗ — прочиепрямые затраты, руб.

Заработная плата включаетзаработную плату по тарифу, доплаты и надбавки, начисления на заработную плату.
ЗП = Тс · ЗТ · Кдоп ·Кот;                                                    (8.3)
где: Тс – тарифная ставка(8,80 руб.) [5];
ЗТ – затраты труда пообслуживанию и ремонту электрооборудования, чел.час;
Кдоп – коэффициент доплат(1.67 руб) [5];
Кот – отчисления в единыйсоциальный фонд (1.356 руб) [5];
ЗТ = Ку.е. • 18.6чел.час;                                                              (8.4)
где: Ку.е.- количествоусловных единиц ремонта, чел.час [26];
18,6 – трудоемкостьобслуживания 1 у.е. электрооборудования, чел.час;
Условные единицыэксплуатации для выключателей определяются по [2]. Для маломасленноговыключателя-16,3; а для вакуумного-7,5. Такая разница обусловлена тем, чтотрудозатраты на выполнение плановых технических обслуживаний и текущих ремонтову масляных выключателей много выше, чем у вакуумных.
Для существующеговарианта ЗТ = 16.3 • 18.6 =303.18 чел.час;
Для проектного вариантаЗТ = 7.5 • 18.6 =139.5 чел.час;
Следовательно затраты назаработную плату составят:
Для существующеговарианта ЗП=8.80 • 303.18 • 1.67 • 1.356=6041.7, руб.
Для проектного вариантаЗП=2.62 • 139.5 • 1.67 • 1.356=2779.92, руб
Амортизационныеотчисления определяются по формуле [5].

/>;           (8.5)
где: ka-коэффициент отчислений ,ka= 4.4% .
Существующий вариант
/> руб.
Проектный вариант
/> руб.
Текущий ремонт итехническое обслуживание определяется по
формуле [5];
/>    (8.6)
где: kт-коэффициент отчислений, kт =5,3 %;
Существующий вариант
/> руб.
Проектный вариант
/> руб.
Прочие прямые затратысоставляют 10 % от суммы прямых затрат [5].
/>;             (8.7)
Существующий вариант
/> руб.
Проектный вариант
/> руб.
Расчет эксплуатационныхиздержек производится по формуле (8.2), с учетом, что ТСМ и Эл отсутствуют длявакуумных выключателей, а для масляных ТСМ рассчитываем по (8.14), Эл- по(8.15).
/> (8.8)
где: Nвыкл- количество выключателей;
V- объем масла в одном выключателе,(4,5 литра);
Ц- цена масла за 1 литр,(17 руб.).
/> руб.
Стоимость электроэнергиина обогрев масляного выключателя в зимнее время рассчитывается по (8.15).

/> (8.9)
где: Р- мощностьобогревающего устройства, 0,5 кВт;
Вр- время работыустройства в год, час в год;
Т- тариф за 1 кВтчас,1.22 руб.
/> (8.10)
где: Оп- отапливаемыйпериод, 220 дней [5];
24- час в сутках.
/> час/год
Эл = 13 · 0,5 · 5280 ·1,22 =41870,4 руб.
Эксплуатационныеиздержки:
Существующий вариант:
Э1=28860,7+29069+36336+994,5+41870,4+9426,5=146562,6руб.
Проектный вариант:
Э2=13279,5+36116+43503+9289,8=102188,3 руб.
Расчет приведенныхзатрат.
/>;                              (8.11)
где: Ен- нормированныйкоэффициент экономической эффективности капиталовложений, равный 0,15.
Существующий вариант
ПЗ1 = 146562,6+(660660 ·0,15) = 245661,6 руб.
Проектный вариант
ПЗ2 = 102188,3+(820820 ·0,15) = 225311,3 руб.
Годовая экономияопределяется как разность эксплуатационных издержек:
Гэ = Э1-Э2                                       (8.12)
Гэ =146562,6-102188,3=44374,3 руб.
Годовой экономическийэффект определяется как разность приведенных затрат:
Эг=ПЗ1-ПЗ2 (8.13)
Эг = 245661,6-225311,3= 20350,3 руб.
Результаты экономическогорасчета заносится в сводную таблицу 8.4
Таблица 8.4
Результаты расчетаэкономической части.Показатели Вариант существ. Вариант проектный Капитальные вложения, руб. 660660 820820 Эксплуатационные затраты, руб. 146562,6 102188,3 Приведенные затраты, руб. 245661,6 225311,3 Годовая экономия, руб. — 44374,3 Годовой экономический эффект, руб. — 20350,3
 
На основе проведенногоэкономического расчета видно, что проектируемый вариант за счет более высокойцены является не намного экономически выгодным. Затраты на эксплуатацию иобслуживание оборудования при проектируемом варианте не много ниже, чем присуществующем, годовая экономия составляет 44374,3 руб, годовой экономическийэффект составляет 20350,3 руб. У вакуумных выключателей большой срококупаемости, в связи с более высокой ценой. Следовательно, основная причиназамены выключателей заключается не в экономическом эффекте, т.к. он не большой,а в надежности системы электроснабжения, потому что вакуумные выключателинамного надежнее, требуют меньше обслуживания.

Вывод по проекту
 
Из рассмотренных вышевопросов дипломного проекта можно сделать вывод о необходимости замены силовыхтрансформаторов мощностью 10 МВА, установленных на подстанции «Василево» внастоящее время, на трансформаторы мощностью 6,3 МВА так как нагрузка наподстанции гораздо меньше, чем мощность подстанции. Это обусловлено тем, чтопри существующем варианте больше потери электроэнергии в трансформаторах.Рассмотренный вариант реконструкции является экономически приемлемым ввидуустранения ущерба от недоотпуска электроэнергии и имеет наименьшие капитальныевложения и затраты на эксплуатацию по сравнению с существующим вариантом.
В плане надежностиэлектроснабжения необходимо заменить устаревшие масляные выключатели на вакуумные.В результате не только повысится надежность электроснабжения, но и потребуютсяменьшие трудозатраты на обслуживание замененных выключателей.
При проведениимероприятий по реконструкции нет необходимости в замене всего оборудованияраспределительных устройств подстанции, так как оно проверено и являетсяпригодным для эксплуатации при уменьшении мощности трансформаторов.

Приложениетаблица1
Таблица мощностей и токовтрансформаторов Т1 и Т2 в зимний режимный день на стороне 10 кВ.часы
U10, кB Трансформатор Т1 1,6 МВА Трансформатор Т2, 1,6 МВА
I10, A
S10, кBA
I10, A
S10, кBA 1 10,4 3 31,2 9 93,6 2 10,4 3 31,2 9 93,6 3 10,5 3 31,5 9 94,5 4 10,4 3 31,2 9 93,6 5 10,5 3 31,5 9 94,5 6 10,4 3 31,2 11 114 7 10,4 3 31,2 11 114 8 10,3 3 30,9 12 124 9 10,7 3 32,1 12 128 10 10,7 3 32,1 12 128 11 10,6 3 31,8 12 127 12 10,5 3 31,5 12 126 13 10,5 3 31,5 12 126 14 10,5 3 31,5 12 126 15 10,6 3 31,8 12 127 16 10,6 3 31,8 12 127 17 10,6 3 31,8 12 127 18 10,5 3 31,5 11 116 19 10,5 3 31,5 11 116 20 10,5 3 31,5 12 126 21 10,5 3 31,5 12 126 22 10,6 3 31,8 11 117 23 10,6 3 31,8 9 95,4 24 10,6 3 31,8 9 95,4  

таблица2.
Таблица мощностей,напряжений и токов трансформаторов Т1 и Т2 в зимний режимный день на стороне 35кВ.часы
U35, кB
I35, A
S35, кBA 1 36,2 3,45 125 2 36,3 3,44 125 3 36,5 3,45 126 4 36,2 3,45 125 5 36,2 3,48 126 6 36,3 4,02 146 7 36,2 4,03 146 8 36,2 4,28 155 9 36 4,47 161 10 36 4,47 161 11 36 4,42 159 12 36,2 4,36 158 13 36,2 4,36 158 14 36,2 4,36 158 15 36,2 4,39 159 16 36,2 4,39 159 17 36,2 4,39 159 18 36,1 4,07 147 19 36,1 4,07 147 20 36,3 4,35 158 21 36,3 4,35 158 22 36,3 4,08 148 23 37 3,43 127 24 37 3,43 127

Таблица3.
Таблица мощностей и токовтрансформаторов Т1 и Т2 в летний режимный день на стороне 10 кВ.часы
U10, кB Трансформатор Т1 1,6 МВА Трансформатор Т2, 1,6 МВА
I10, A
S10, MBA
I10, A
S10, MBA 1 10,6 2 21,2 6 63,6 2 10,6 2 21,2 6 63,6 3 10,6 2 21,2 6 63,6 4 10,6 2 21,2 6 63,6 5 10,9 2 21,8 6 63,6 6 10,9 2 21,8 7 76,3 7 10,9 2 21,8 7 76,3 8 10,9 2 21,8 7 76,3 9 10,9 2 21,8 7 76,3 10 10,9 2 21,8 7 76,3 11 10,9 2 21,8 7 76,3 12 10,9 2 21,8 7 76,3 13 10,9 2 21,8 7 76,3 14 10,9 2 21,8 7 76,3 15 10,9 2 21,8 7 76,3 16 10,9 2 21,8 7 76,3 17 10,9 2 21,8 7 76,3 18 10,9 2 21,8 7 76,3 19 10,9 2 21,8 7 76,3 20 10,9 2 21,8 7 76,3 21 10,9 2 21,8 7 76,3 22 10,9 2 21,8 6 65,4 23 10,9 2 21,2 6 65,4 24 10,9 2 21,2 6 65,4

таблица4.
Таблица мощностей,напряжений и токов трансформаторов Т1 и Т2 в летний режимный день на стороне 35кВ.часы
U35, кB
I35, A
S35, MBA 1 36 2,35 84,8 2 36 2,35 84,8 3 36 2,35 84,8 4 36 2,35 84,8 5 36 2,37 85,4 6 36 2,72 98,1 7 36 2,72 98,1 8 36 2,72 98,1 9 36 2,72 98,1 10 36 2,72 98,1 11 36 2,72 98,1 12 36 2,72 98,1 13 36 2,72 98,1 14 36 2,72 98,1 15 36 2,72 98,1 16 36 2,72 98,1 17 36 2,72 98,1 18 36 2,72 98,1 19 36 2,72 98,1 20 36 2,72 98,1 21 36 2,72 98,1 22 36 2,42 87,2 23 36 2,42 87,2 24 36 2,42 87,2

СПИСОКИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1.  А.Б. Барзам, Т. М. Пояркова “Лабораторныеработы по релейной защите и автоматике”.- М.: “Энергия”, 1976.- 275 с
2.  И.А. Будзко Н.М. Зуль“Электроснабжение сельского хозяйства”. -М.: “Агропромиздат”, 1990.- 495 с.
3.  “Безопасность жизнедеятельности”/ Подред. С.В. Белова.-М.: “Высшая школа”, 1999.- 447 с.
4.  С.Е. Васильев “Справочник по наладкеэлектроустановок и электроавтоматики”.- Киев: “Наукова думка”, 1972.- 623 с.
5.  В.Т. Водянников “Экономическая оценкасредств электрификации и автоматизации сельскохозяйственного производства и системсельской энергетики”.- М.: “Колос”, 1997.- 169 с.
6.  А.В. Луковников “Охрана труда”.- М.:“Колос”, 1984.- 281 c
7.  Э.С. Мусаэлян “Как оценитьвозможность включения в работу нового электрооборудования”.- М.:“Энергоатомиздат”, 1994.- 201 с.
8.  Э.С. Мусаэлян “Справочник по наладкевторичных цепей электростанций и подстанций”. -М.: “Энергоатомиздат”, 1989.-255с.
9.  Министерство энергетики иэлектрификации СССР главное техническое управление при эксплуатацииэнергосистем “Правила устройства электроустановок”.- 6 издание,- М.: “Энергоатомиздат”,1986.- 645 с.
10.М.А. Шилоносов, В.М. Ларин“Электролаборатория промышленного предприятия и ремонт приборов”.- М.:“Машиностроение”, 1989.- 397 с.
11.“Электротехнический справочник”: 2т.-М.: “Энергоатомиздат”, 1988.- 680 с.
12.“Курсовое и дипломное проектированиепо электроснабжению сельского хозяйства”/ Л.И. Васильев, Ф.М. Ихтейман, С.Ф.Симановский и др. 2-е изд., перераб. и доп.-М.: “Агропромиздат”, 1989.- 159 с.