Наружное освещение ж/д станции Инская

ЗРУ располагается в отдельном здании, имеет два выхода, расположенные с противоположных торцов здания. Двери ЗРУ имеют самозакрывающиеся замки, открываемые без ключа со стороны РУ. Арматура изоляторов ОРУ и шины подстанции окрашиваются в желтый, зеленый и красный цвета (соответственно фазам А, В, и С). Все кабели подстанции в местах присоединения имеют таблички с адресом, маркой и сечением.

5.3 Электробезопасность на ОРУ и ЗРУЭлектробезопасность — система организованных и технических мероприятий, способов и средств, обеспечивающих защиту людей от вредного и опасного воздействия электрического тока, электрической дуги, электромагнитного поля, электромагнитного излучения, статического и атмосферного электричества. В качестве рабочей изоляции в трансформаторах применяют трансформаторное масло, сборные шины 10 кВ из проводников прямоугольного профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах, кабели 10 кВ имеют бумажную пропитанную изоляцию. Для защиты человека от поражения электрическим током и обеспечения нормальной работы электроустановок состояние изоляции было проверено после монтажа, ремонта и пребывания в нерабочем состоянии, а также в рабочем состоянии, под напряжением. В соответствии с ПУЭ в сетях 6−35 кВ предусмотрен автоматический контроль изоляции, действующий на сигнал при снижении сопротивления изоляции одной из фаз ниже заданного значения (рисунок 5.3), с последующим контролем асимметрии напряжения при помощи показывающего прибора (с переключением).Рисунок 5.3 — Контроль изоляции в сети 10 кВПринцип действия контроля изоляции кабельных линий, сети переменного тока, основан на измерении напряжения нулевой последовательности, возникающего при коротком замыкании одной из фаз на землю. Постоянный контроль изоляции производится по показаниям приборов, присоединенных к трансформатору напряжения ЗНОЛ. Для контроля изоляции также служат трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТЗЛ, установленные в ячейках КРУ. Реле напряжения, подключаемое к обмотке II, будет при соответствующей настройке реагировать на повреждение изоляции первичной сети и приводить в действие сигнальные устройства (звонок, табло).Персонал электроустановки может проконтролировать напряжение небаланса (вольтметром V2) и установить поврежденную фазу (вольтметром V1 и переключателем SN). Напряжение в поврежденной фазе будет наименьшим. Защитное зануление

Зануление на подстанции применяется в электроустановках 220 и 380 В, работающих с глухозаземленной нейтралью. При коротком замыкании происходит отключение поврежденного оборудования автоматами и предохранителями. Схема зануления приведена на рисунке 5.

4.Рисунок 5.4 — Схема зануления

Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены нейтрали трансформаторов, с учетом естественных и повторных заземлителей нулевого провода принимаем 4 Ом соответственно при междуфазных напряжениях 380 В. Средства индивидуальной защиты

Согласно [9] средство защиты — средство, применение которого предотвращает или уменьшает воздействие на одного или более работающих опасных и (или) вредных производственных факторов. Электрозащитные средства — средства, служащие для защиты людей, работающих с электроустановками, от поражения электрическим током, от воздействия электрической дуги и электрического поля. Основные электрозащитные средства — средства защиты, изоляция которых длительно выдерживает рабочее напряжение электроустановок и которые позволяют касаться токоведущих частей, находящихся под напряжением. Дополнительные электрозащитные средства — средства защиты, которые сами по себе не могут при данном напряжении обеспечить защиту от поражения электрическим током, а применяются совместно с основными электрозащитными средствами. К основным электрозащитным средствам для работы в электроустановках напряжением выше 1 кВ относятся:

изолирующие штанги, изолирующие и электроизмерительные клещи, указатели напряжения для фазировки;

изолирующие устройства и приспособления для работы на ВЛ с непосредственным прикосновением электромонтёра к токоведущим частям (изолирующие лестницы, площадки, изолирующие тяги, канаты и др.).Распределительные устройства напряжением 35 и 10 кВ подстанции комплектуются следующими средствами защиты согласно инструкции:

изолирующая штанга (оперативная или универсальная) — 2 шт. на каждое напряжение;

указатель напряжения — 2 шт. на каждое напряжение;

диэлектрические перчатки — не менее 2 пар;диэлектрические боты (для ОРУ) — 1 пара;

переносные заземления — не менее 2 на каждое напряжение;

временные ограждения (щиты) — не менее 2 шт.;переносные плакаты и знаки безопасности — по местным условиям;

шланговый противогаз — 2 шт.;каски — 2 шт;защитные очки — 2 пары. Все защитные средства необходимо испытывать согласно необходимым правилам.

5.4 Противопожарные мероприятия

Электрическая подстанция относится по пожарной опасности к категории В, а помещение аккумуляторной батареи к категории Б взрывопожарной опасности. Пожары, связанные с эксплуатацией электроустановок, происходят, главным образом, от коротких замыканий, из-за нарушения правил эксплуатации нагревательных приборов; от перегрузки оборудования; от образования больших местных переходных сопротивлений; от электрических искр и дуг. Помещение ОПУОПУ относится к категории Д по пожарной опасности. Для помещений ОПУ предусмотрены следующие средства пожаротушения (ГОСТ — 12.

4.009−91):2 углекислотных огнетушителя ОУ — 8;1 пенный огнетушитель ОХП — 10;ящик с песком объемом 1 м³ и лопата;

войлок 2 метра. В обязательном порядке все комнаты в ОПУ оборудуются системой пожарной сигнализации. Отопления здания ОПУ осуществляется электрическими печами. Телемеханика и сигнализация отапливаются электрическими печами ~220 В, 1кВ типа ПЭТ-4.Пожарная безопасность ЛЭППротивопожарные мероприятия на линиях электропередач сводятся к предотвращению недопустимого провисания проводов, защите их от разрядов атмосферного электричества. Для этого подвеску проводов осуществляют в соответствии с ПУЭ, на опоры линий электропередач установлены молниеотводы. Применяют железобетонные опоры. Расчет заземляющего устройства

Заземляющее устройство является составной частью электроустановки и предназначено для необходимого уровня электробезопасности в зоне обслуживания электроустановки и за ее пределами, для отвода в землю импульсов токов с молниеотводов, для создания цепи при работе защиты от замыканий на землю и для стабилизации напряжения фаз электрической сети относительно земли. Все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, должны надежно соединятся с землей. Такое заземление называется защитным, так как его целью является защита обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения и шага. Заземление, предназначенное для создания нормальных условий работы аппарата или электроустановки, называется рабочим заземлением. Без рабочего заземления аппарат не может выполнять своих функций или нарушается режим работы электроустановки. Для защиты оборудования от повреждения ударом молнии применена грозозащита с помощью нелинейных ограничителей перенапряжения, искровых промежутков, стержневых молниеотводов, которые присоединяются к заземлителям. Такое заземление называется грозозащитным. На подстанции для выполнения всех трех типов заземления используется одно заземляющее устройство. Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований, предъявляемых к напряжению прикосновения, должно обеспечивать в любое время года при отекании с него тока замыкания на землю значения напряжений прикосновения, не превышающие нормированных. Сопротивление заземляющего устройства при этом определяется по допустимому напряжению на заземляющем устройстве и току замыкания на землю. При определении значения допустимого напряжения прикосновения в качестве расчетного времени воздействия принимается сумма времени действия защиты и полного времени отключения выключателя. При этом определения допустимых значений напряжений прикосновения у рабочих мест, где при производстве оперативных переключений могут возникнуть КЗна конструкции, доступные для прикосновения производящему переключения персоналу, принимается время действия резервной защиты, а для остальной территории — основной защиты. Расчёт и выполнение контура заземления. В целях выравнивания потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории, занятой оборудованием, осуществлена прокладка продольных и поперечных горизонтальных заземлителей соединенных между собой в заземляющую сетку. Расстояние между продольными и поперечными заземлителями не превышает 30 м /9/.Напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на землю не превышает 6 кВ /9/. Для вертикальных электродов применяется прутковая сталь круглого сечения 10…12мм и длиной до 10 м. Для горизонтальных электродов используется сталь круглого сечения диаметром не менее 6 мм. Размещение заземляющего устройства на подстанции приведено на рисунке 5.

5.Рисунок 5.5 − План а) и разрез б) заземляющего устройства ОРУРассчитаем заземляющее устройство для ОРУ площадью Sору = 1500 м². Удельное сопротивление верхнего слоя грунта ρ1 = 500Ом/м (с учетом промерзания), при h1 = 2 м; удельное сопротивление нижнего слоя грунтаρ2 = 100Ом/м. Глубина заложения t = 0,7 м; длина вертикального заземлителя lз = 5 м; расстояние между вертикальными заземлителями, а = 10 м. Определим длительность воздействия электрического тока:(5.2) с. Приτв = 0,2 с наибольшее допустимое напряжение прикосновения Uпр = 400 В /2/.Найдем коэффициент прикосновения:(5.3)де S − площадь заземляющего устройства, м2;Lг − длина горизонтальных заземлителей, м;а − расстояние между вертикальными заземлителями, м;М − коэффициент, зависящий от соотношения ρ1/ρ2;β − коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека Rч, и сопротивлению растекания тока от ступней Rc. (5.4)В расчетах принимают Rч = 1000

Ом, Rc = 1,5∙ρ1 = 1,5∙500 = 750Ом /14/. При значении ρ1/ρ2 = 5 получим М = 0,75 /14/.При среднем расстоянии между горизонтальными заземлителями 10 м их дина составит Lг = 520 м. Потенциал на земле равен: < 10кВ (в пределах допустимого).Сопротивление заземляющего устройства: (5.5)где Iз − ток, стекающий с заземлителя заземляющего устройства при однофазном коротком замыкании. Iз = 6,22 кА (расчет к.з. в программе Токо). ОмДействительный план заземляющего устройства преобразуем в расчетную модель со стороной: мЧисло ячеек по стороне квадрата:(5.6)Примем m = 5. Длина полос в расчетной модели:(5.7) мОпределим число вертикальных заземлителей по периметру контура при а/lв=2:(5.8)Примем 18 вертикальных заземлителей. Общая длина вертикальных заземлителей: (5.9) мОтносительная глубина: > 0,1, тогда (5.10)По таблице /14/ при ρ1/ρ2 = 5, а/lв = 2;определяем ρэ/ρ2 = 1,45, тогда ρэ = 1,45∙90 = 130,5Ом∙м.Общее сопротивление сложного заземлителя:(5.11) ОмПолученное значение общего сопротивления заземлителя больше допустимого (Rз.доп = 0,32Ом).Напряжение прикосновения: U = kп∙Iз∙Rз (5.12)U = 0,25∙6,22∙1,2 = 1,8 кВ (> 400В).Для снижения Uпр применим подсыпку гравия слоем гравия толщиной 0,2 м в рабочих местах. Удельное сопротивление верхнего слоя (гравия) в этом случае будет ρв, с = 3000

Ом∙м, тогда:;U = 0,06∙6,22∙0,82 = 307 В (< 400В) Что в пределах допустимого значения.

5.5Молниезащита ОРУМолниеприемник непосредственно воспринимает прямой удар молнии, поэтому он должен надежно противостоять механическим и тепловым воздействиям тока и высокотемпературного канала молнии. Падение молниеотвода на токоведущи элементы электроустановки может вызвать тяжелую аварию, поэтому несущая конструкция молниеотвода имеет высокую механическую прочность, которая исключает подобные случаи при эксплуатации оборудования. Молниезащита подстанции осуществляется в соответствии с [18]. Территория подстанции находится в районе с грозовой деятельностью до 40 часов в году. Устанавливаем 4 молниеотвода на порталы ОРУ-35 кВ. Необходимым условием защищенности всей площади ОРУ является, где D — диагональ четырехугольника в вершинах которого расположены молниеотводы, где, а = 50, b = 30 м — соответственно длина и ширина территории, занимаемой подстанцией. D = 58,3 м мhа -активная высота молниеотвода. Высота молниеотводов:

где hх = 11,5 м — высота защиты молниеотводов. H = 18,8 мЗона защиты молниеотвода:

м (5.13)Ширина защищаемой зоны:(5.14)при, а = 50 м: b 1−4 = b 2−3 = 0,6 м, при, а = 30 м: b 1−2 = b 3−4 = 8,5 м. На рисунке 5.4 показана зона защиты на высоте h х = 11,5 м. Рисунок 5.6 — Зона молниезащиты на высоте h х = 11,5 мРисунок 5.7 — Конструкция молниеотвода1-молниеприемник, 2-портал, 3-токоотвод, 4-заземлитель5.

6 Выбор устройств релейной защиты и автоматики

Общие требования

Согласно ПУЭ электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты (РЗ), предназначенными для:-автоматического отключения повреждённого элемента от остальной, неповреждённой части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей;

— реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы; в зависимости от условий эксплуатации электроустановки РЗ должна быть выполнена с действием на сигнал или отключение тех элементов, оставление в работе которых может привести к возникновению повреждения. Релейная защита линий и шин ПСНа линиях 10 кВ установлены следующие защиты:

дистанционная защита от многофазных замыканий;

— ступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю. На линиях 6 кВ предусмотрены защиты:

от многофазных замыканий двухступенчатая токовая защита. Первая ступень выполнена в виде токовой отсечки, вторая — в виде максимальной токовой защиты;

— от однофазных замыканий на землю с использованием трансформатора нулевой последовательности. Защита реагирует на установившееся КЗ на землю и действует на отключение без выдержки времени. В качестве защиты шин 35кВ подстанции предусмотрена дифференциальная токовая защита без выдержки времени, которая охватывает все элементы, присоединённые к системе шин. Защита осуществляется с применением реле, включённых через насыщающийся трансформатор тока, отстроенных от переходных и установившихся токов небаланса. Релейная защита выключателей и трансформаторов собственных нужд

Для защиты выключателя напряжением 10 кВ предусмотрены следующие защиты:

двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;

— токовая защита нулевой последовательности с действием на сигнал. ТСН защищён:-максимальной токовой защитой от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал;

— максимальной токовой защитой от токов, обусловленных внешними КЗ, с действием на отключение. Релейная защита силовых трансформаторов

От повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла предусмотрена газовая защита, которая действует на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла. Для защиты контакторного устройства РПН с разрывом дуги в масле предусмотрено отдельное газовое реле и реле давления. Продольная дифференциальная защита с реле типа ДЗТ-11Порядок расчета дифзащиты с реле ДЗТ-11 следующий:

Определяем первичные токи для всех обмоток защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности: Iн = Sн / (3∙Uн). (5.16)Iн вн = 400 / (3∙10) = 18,14А, Iн нн= 400 / (3∙0,4) = 421,52 А, Выбраные типы трансформаторов тока, их коэффициенты трансформации и схемы соединений для всех сторон защищаемого трансформатора ВН: ТВ-111−300/5,НН:ТПОЛ-0,4−1500/5.Определяем вторичные токи в плечах защиты: Iн2 = К (3)сх∙Iн / КI, (5.17)где К (3)сх — коэффициент схемы для симметричного режима. Iн2 вн = 1∙150,14 /(300/5) = 2,5 А, Iн2 нн =1 ∙917,52/(1500/5) = 3,068 А. Выбираем основную сторону защищаемого трансформатора. За основную принимаем сторону, которой соответствует наибольший из вторичных токов в плечах защиты — НН. Тормозная обмотка подключается к стороне НН защищаемого трансформатора и определяющим условием для выбора тока срабатывания защиты является отстройка от внешнего кз. Отстройка от броска намагничивающего тока при включении трансформатора в холостом режиме или при восстановлении напряжения после отключения короткого замыкания производится по выражению: Iсз Котс∙Iн, (5.18)Iсз min= Котс∙Iн = 1,5∙18,14= 22,51 А, где Iн — номинальный ток ВН; Котс = 1,5 — коэффициент отстройки от броска намагничивающего тока. Определяем ток срабатывания реле, приведенный к основной стороне:., (5.19)где .(5.20)Определение необходимого числа витков обмоток насыщающегося трансформатора реле ДЗТ-11Расчетное число витков рабочих обмоток насыщающегося трансформатора (НТТ) для основной стороны определяется из выражения:

осн.расч. = Fср / Iср. осн =100/4,585=21,8(5.21)где Fср — магнитодвижущая сила (МДС) срабатывания реле, принимается равной 10 А. Принимаем оснближайшее меньшее число витков осн=22, тогда ток срабатывания защиты, соответствующий принятому числу витков и приведенный к стороне ВН кВ, можно определить по формуле:(5.22)Определяется расчетное число витков НТТ реле для неосновной стороны трансформатора (35 кВ). Т.к. на стороне ВН ток в плече меньше, необходимо применить уравнительные обмотки, чтобы соблюдался баланс.(5.23)Округляется до ближайшего значения, т. е. до 27. Таким образом, в неосновное плечо необходимо поставить дополнительно 27−22=5 витков уравнительной обмотки. Чтобы вычислить необходимое число витков тормозной обмотки, нужно определить максимальный первичный ток небаланса при 3-х фазном КЗ на стороне НН трансформатора, приведенный к расчетной стороне ВН. Ток небаланса определяется по формуле:(5.24)где Кп — коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую в токе КЗ, для реле с НТТ его рекомендуется брать равным I;Кодн — коэффициент, учитывающий однотипность ТА, обычно берется в равным 1;ε = 0.1 — относительная величина полной погрешности ТА;ΔU% - значение в % половины суммарного диапазона регулирования напряжения трансформатора;Wpасч = WP + Wyp — расчетное число витков обмоток НТТ на не основной стороне;

максимальное значение тока внешнего КЗ. Расчетное число витков тормозной обмотки определяется из выражения:(5.25)где Котс = 1,5 — коэффициент отстройки, учитывающий неточность настройки;W — число витков обмотки НТТ на стороне, в плечо которой включена тормозная обмотка. При этом учитывается принятое число витков, если рассматриваемая сторона является основной, и расчетное число витков, если рассматриваемая сторона является неосновной. В рассматриваемом примере тормозная обмотка включается в плечо трансформаторов тока на стороне 6,3 кВ. Эта сторона, согласно предыдущим рассуждениям, рассматривалась как основная, т. е. для нее принятое число витков рабочих обмоток НТТ составляет: WT=10 витков.

tgα - тангенс угла наклона касательной, определяющей крутизну тормозной характеристики. Для реле ДЗТ-11 этот коэффициент можно считать равным 0,75 [3]. I tпервичный тормозной ток, определяемый при внешнем 3-хфазном КЗ.

Для рассматриваемого примера:(5.26)Первичный ток при двухфазном к. з (5.27)Проверка чувствительности дифференциальной защиты (5.28)Проверка чувствительности осуществляется при минимальном токе внутреннего КЗ. В качестве такого КЗ можно принять случай 2-х фазного замыкания на зажимах НН в минимальном режиме работы системы.

где Кч — коэффициент чувствительности защиты;

тока, протекающего через защиту при 2-х фазном КЗ ;Iс.з.- реальный ток срабатывания защиты, приведенный к расчетной стороне (35 кВ).По коэффициент чувствительности дифференциальной токовой защиты трансформатора не должен быть менее 2. Таким образом, защита в рассматриваемом примере удовлетворяет требованиям чувствительности. Другая основная защита, Т-газовая, идет готовым комплектом, устанавливается в патрубке расширителя и не требует каких-либо расчетов. Одна пара контактов этой защиты работает на сигнал, другая пара — на отключение трансформатора. Расчет установок вспомогательных защит трансформатора. Для силового понижающего трансформатора по ПУЭ необходимо установить МТЗ от сверхтоков при внешних КЗ и МТЗ от перегрузки. МТЗ от внешних коротких замыканий служат резервными защитами и от внутренних повреждений, поэтому на 2-х обмоточных трансформаторах устанавливаются с питающей стороны

МТЗ от сверхтоков имеют выдержки времени на ступень (At=0,5 +0,6с) больше, чем защиты присоединений или шин, питаемых трансформатором. МТЗ от перегрузки-выдержки времени на ступень больше защит от сверхтоков. Ток срабатывания МТЗ от сверхтоков определяется по формуле: (5.29)где Котс = 1,2 — коэффициент отстройки, учитывающий неточности настройки и расчетов;

Кзап = 2−3 — коэффициент, учитывающий самозапуск двигателей в нагрузке трансформатора;

Кв = 0,8 — коэффициент возврата токового реле;Iраб.maxмаксимальный рабочий ток обмотки, где установлена защита. Рабочий максимальный ток следует брать с учетом аварийного отключения параллельно работающего трансформатора. Для рассматриваемого примера МТЗ от сверхтоков устанавливаются на всех обмотках трансформатора и отстраиваются отIраб. max=Iном, т.к. трансформатор работает обособленно. Выдержка времени МТЗ, стоящей на стороне ВН, на ступень выше выдержки времени МТЗ, стоящих на обмотке НН. Чувствительность МТЗ от сверхтоков оценивается при металлическом 2-х фазном КЗ в конце одного из присоединений для минимального режима системы. (5.30)где 1,2 — минимальный коэффициент чувствительности резервного участка МТЗ согласно ПУЭМТЗ от перегрузок имеют уставку, которую можно рассчитать по формуле: (5.31)где Котс =1,05 [3]. Тогда для рассматриваемого примера чувствительность защит от перегрузки не оценивается. Схема подключения релейных защит изображена на рис 5.

8.Рисунок 5.8 — Схема подключения защиты ДЗТ-115.

7 Автоматика подстанции

В соответствии с режимом работы на подстанций предусмотрена следующая автоматика:

АПВ на выключателях 35 и 10 кВ;

— АВР на секционных выключателе;

— АЧР на шинах 10 кВ. На понижающем трансформаторе предусмотрены:

автоматическое регулирование коэффициента трансформации под нагрузкой;

— автоматический контроль уровня масла с действием на сигнал;

— устройство сигнализации пожара.

5.8 Электромагнитная совместимость

Виды испытаний, которые прошли микропроцессорные терминалы релейной защиты и автоматики ТОР 200 представлены в таблице 5.

2. Сведения по электромагнитной совместимости предоставил производитель продукта «ИЦ — Бреслер» г. Чебоксары. Устройства соответствуют группе условий эксплуатации М7 по ГОСТ 17 516.

1, при этом допускают вибрационные нагрузки с максимальным ускорением 1g в диапазоне частот от 10 до 100 Гц. Устройства выдерживают многократные ударные нагрузки длительностью (2−20) мс с максимальным ускорением 3g. Степень защиты оболочки устройств по лицевой части — IP 40, по остальным — IP 20 по ГОСТ 14 254

Требование к электрической прочности, сопротивлению изоляции, помехоустойчивости устройств приведены в таблице 6. По требованиям защиты человека от поражения электрическим током устройства соответствуют классу 01 по ГОСТ 12.

2.007.

0. Примечание. Характеристики, приведенные в дальнейшем без специальных оговорок, соответствует нормальным условиям:

температуре окружающего воздуха от +15 до +30 0С;относительной влажности от 45 до 75%;атмосферному давлению от 86 до 106 кПа;номинальному значению напряжения оперативного тока;

номинальной частоте переменного тока. Таблица 5.5 — Электромагнитная совместимость устройства ТОР 200Вид испытаний

ПоказательСопротивление изоляции всех независимых цепей ГОСТ 30 328 (МЭК 255−5-77)Не менее 10 Мом

Электрическая прочность изоляции всех независимых цепей испытанно по ГОСТ 30 328 (МЭК 255−5-77)2000 В, 1 мин, 50 ГцЭлектрическая прочность изоляции всех независимых цепей испытанно по ГОСТ 50 514–93 (МЭК 255−5-77)5 кВИспытания по ГОСТ Р 51 317.

4.12 степень жесткости 3 (МЭК 255−22−1)2,5 кВ — общая схема подключения1,0 кВ — дифф. схема включения

Наносекундные импульсные помехи (быстрые переходные процессы) по ГОСТ Р 51 317.

4.4 степень жесткости 4 (МЭК 255−22−4, класс 4) — цепи переменного и оперативного токаприемные и выходные цепи4 кВ2 кВЭлектростатический разряд по ГОСТ Р 51 317.

4.2 степень жесткости 3 (МЭК 801−2, класс 3) — контактный разрядвоздушный разряд6 кВ, 150пФ8 кВ, 150пФМагнитные поля промышленной частоты по ГОСТ Р 50 648 степень жесткости 4 (МЭК 1000−4-8−93)30 А/мРадиочастотные электромагнитные поля по ГОСТ Р 51 317.

4.3 степень жесткости 3 (МЭК 801−3-84)10 В/мМикросекундные импульсные помехи большой энергии (импульсы напряжения/тока длительностью 1/50 и 6,4/16 мкс соответственно) по ГОСТ Р 51 317.

4.5 степень жесткости 4 (МЭК 255−22−1-88)4 кВКондуктивные низкочастотные помехи (провалы напряжения питания, кратковременные перерывы и несимметрии питающего напряжения) по ГОСТ Р 51 317.

4.110,5сИмпульсные магнитные поля по ГОСТ Р 50 649 степень жесткости 4 (МЭК 1000−4-9−93)300 А/м6. Расчет технико-экономических показателей6.

1. Определение потребности предприятия в электроэнергии

Годовой расход электроэнергии на производственные и прочие нужды определяем по формуле:, кВтч (6.1)где РМАХ =2532 кВт — активная расчетная мощность, потребляемая за наиболее загруженную смену;

ТМАХ = 7000 ч — годовое число часов использования максимума нагрузки. Годовой расход электроэнергии на освещение и прочие коммунально-бытовые нужды включен в расчетную нагрузку по предприятию, поэтому расход энергии по этим статьям отдельно не определяем. Потери электроэнергии в сетях и трансформаторах ТП составляют примерно 4% от потребляемой энергии, т. е., кВт ч. (6.2)Баланс предприятия по энергопотреблению представлен в таблице 6.

1.Суточный график потребления электрической энергии представляет собой практически прямую линию, параллельную оси абсцисс. Таблица 6.1 — Баланс по энергопотреблению

Статья баланса

Приход, кВтч

РасходМВтч%Получено со стороны:

Получено от других источников:

100Итого:

Производство всего:

Собственные нужды

Потери в сетях и трансформаторах17 016 708,396%4%Итого:

6.2. Определение суммарных капитальных вложений

Капитальные затраты на осуществление выбранной схемы электроснабжения предприятия состоят из затрат на сооружение линий электропередачи Кл, установку высоковольтной аппаратуры Кап и сооружение повышающих и понижающих подстанций Кп/ст. (6.3)В капитальные затраты входит стоимость изыскательских работ и подготовки трассы, опор, изоляторов, провода и др. В капитальные затраты входит стоимость подготовки территории, силовых трансформаторов, открытых и закрытых электрических распределительных систем, включая электрооборудование и его монтаж, стоимость строительства зданий и сооружений. Составляющие капитальных затрат рассчитываем следующим образом:

стоимость строительства зданий — по укрупненным показателям;

стоимость установленного электрооборудования по справочной литературе;

стоимость монтажных работ принимаем по укрупненным нормативам: 12% стоимости оборудования;

транспортно-заготовительные расходы по доставке оборудования к месту монтажа принимаем 32% к прейскурантной стоимости оборудования;

накладные расходы на монтажные работы принимаем 21% стоимости монтажных работ;

прочее оборудование принимаем условно в размере 5% от стоимости основного оборудования (с учетом транспортно-заготовительных расходов);плановые накопления — 6%;непредвиденные расходы — 10%;необъемные расходы — 50%.Результаты расчетов сводим в табл. 6.

2.Таблица 6.2 Сметно-финансовый расчет стоимости объектов электроснабжения

Наименование элементов электроснабжения

Количество Цена за единицу, тыс.

руб.Сумма, тыс.

руб

Норма амортизации, %Сумма амортизационных отчислений, тыс.

руб

Трансформатор ТМ-400/1 021 212 426,415,49Разъединитель РЛНД СЭЩ-10-II-400-УХЛ1-Д710,270,86,42,61Разъединитель РВЗ-1−10/630 242 846,45,38ОПН/TEL-10/84УХЛ145,321,26,41,36Выключатель ВА-88−32 734,7338,86,48,88Ячейка СЭЩ-6679,337,26,42,38Трансформаторы тока ARJP2/N2J-0,4133,849,46,43,16ОПН/TEL-0,38/0,443,112,46,40,79Итого:

1018,4−65,18Транспортно-заготовительные работы325,932-Монтажные работы122,212-Накладные расходы на монтажные работы213,921-Прочее оборудование50,95-Плановые накопления61,16-Непредвиденные расходы101,810-Внеобъемные расходы509,250-Итого:

1385—Всего:

2403,4−65,186.

3 Организация и планирование технического обслуживания электрооборудования

Обслуживание действующих электроустановок, проведение в них оперативных переключений, организация и выполнение ремонтных работ, в том числе монтажных осуществляется подготовленным электротехническим персоналом цеха. Обслуживание и ремонт электрооборудования ТП и ВЛ осуществляется персоналом предприятия ВВС. Граница зоны обслуживания установлена на контактном присоединении отходящего кабеля в кабельном отсеке ячейки КРУ ТП. Электрослужба обслуживает питающие кабельные линии, КТП, ТП напряжением 10 кВ, сети 0,4кВ, синхронные двигатели главных насосов, котлы. Для производства капитальных ремонтов электрооборудования привлекаются подрядные организации (СЭМ, СВЭМ, НА, ВВСиП, ЭРЦ). Периодичность ремонтов и их длительность устанавливается системой ППР. Объем и графики ремонтов электрооборудования и аппаратов регламентируются ежегодными планами. Количество хранящегося на складах резервного оборудования и запасных частей составляет в среднем 10% от количества находящегося в работе оборудования.

Трудоемкость технического обслуживания (ТО) планируется из расчета 10% от трудоемкости текущего ремонта (ТР). В планируемом году количество ремонтов и технического обслуживания предполагается исходя из продолжительности межремонтных и межосмотровых периодов и равномерного распределения ремонтных работ (трудоемкости) по месяцам и годам. Структура и продолжительность циклов ТОР ЭО [19], а также расчетное количество предполагаемых ремонтов в планируемом году, приведены в табл. 6.

3.Таблица 6.3 — Структура, продолжительность циклов ТОР ЭОНаименованиеоборудования

Кол-во ед. ЭО, шт

ПродолжительностьРем. цикл, мес

Межрем. период, мес

Межосмотр.Период, мес

Трансформатор ТМ-1600/352 144 362

Разъединитель РЛНД СЭЩ-10-II-400-УХЛ1-Д272 121

Разъединитель РВЗ-1−35/630 272 121ОПН/TEL-10/84УХЛ1 872 121

Трансформатор ТМ-6 301 736 122

Выключатель ВА-88−321 272 121

Ячейка СЭЩ-664 361 226.

4 Разработка календарных план-графиков ремонтаэлектрооборудования и сетей

Годовой план-график технического обслуживания и ремонта энергетического оборудования (ТОР ЭО) за полный ремонтный цикл на плановый год приведен в таблице 6.

4. Количество ремонтируемого оборудования в нынешнем году определяется из равномерного распределения его на протяжении всего ремонтного цикла для данного типа.

6.5. Планирование объема ремонтных работ и техническогообслуживания

Для расчетов трудоемкости по видам ремонтных работ следует определить общую трудоемкость по видам ремонта (капитальный, текущий, ТО) для всего электрооборудования — это представители обширных эксплуатационных групп оборудования. Трудоемкость ремонтов соответствующего оборудования в год рассчитана в табл. 6.

5.Таблица 6.5 — План трудоемкости человеко-часов для ТО, ТР и КР электрооборудования

Наименование оборудования

Трудоемкость чел.-час. кол-во раз в год

КРТРТОВсего

Трансформатор ТМ-1600/355 501 115 111,510676,5Разъединитель РЛНД СЭЩ-10-II-400-УХЛ1-Д9 513 213,222197,4Разъединитель РВЗ-1−35/6 309 513 213,222197,4ОПН/TEL-10/84УХЛ19 513 273,2 88 600,6Трансформатор ТМ-6 305 561 011 185 525

Выключатель ВА-88−3 255 110 111 075

Ячейка СЭЩ-661 302 501 251 541 632

Трансформаторы тока ARJP2/N2J-0,4 451 830,82085

Всего:

163 711 821 453,44272,46.

5. Расчет численности ремонтных рабочих

Численность рабочих, необходимых для выполнения всего комплекса работ по техническому обслуживанию и ремонту на планируемый год, определяем по формуле: (6.4)где =1,2 — коэффициент выполнения норм;= 0,85 — коэффициент сменности работы оборудования;=800 ч — норма межремонтного (технического) обслуживания на одного рабочего в одну смену по табл.

2.1. [16]; - суммарная годовая трудоемкость работ по капитальным и текущим ремонтам по табл. 6.5;

— суммарная годовая трудоемкость работ по техническому обслуживанию по табл. 6.

5.Фонд и бюджет рабочего времени рабочего персонала рассчитываются на плановый год, исходя из установленного на предприятии режима работы и плановых потерь времени. Простой оборудования по капитальному ремонту принимаем равным трем дням; при текущем ремонте — двум процентам (для односменного режима) [16]. Полезный фонд рабочего времени представлен в табл. 6.

6.При непрерывном производстве полезный фонд рабочего времени для оборудования составит: (6.5)Тогда где — количество рабочих смен в течение дня. Таблица 6.6 Полезный фонд времениобоз.

ед. изм

Режим работы

Число календарных и выходных дней в году

Выходные и праздничные дни

Количество дней простоя оборудования в связи с кап.

ремонтами

Номинальный фонд времени

Процент простоя оборудования при ТР к номинальному фонду

Полезный фонд времени

Длительность рабочей смены

Полезный фонд рабочего времени

КВРКФном

ТРСДФОБднднднсм%смч.

ч.365 120 161 095 210 112,08208

Бюджет рабочего времени персонала приведен в табл. 6.

7. Затраты рабочего времени на внеочередной и дополнительный отпуск следует планировать на уровне отчетного года, а невыходы по болезни, в связи с выполнением государственных обязанностей и прочие — в меньшем размере с учетом улучшения работы в этих областях. Полезный фонд времени рабочего в днях определяется по формуле,(6.6)Тогда .Полезный (эффективный) фонд рабочего времени работника в часах определяем по формуле: (6.7)Тогда Коэффициент использования рабочего времени: (6.8)Тогда Коэффициент списочного состава предприятия:. (6.9)Тогда Таблица 6.7 Бюджет рабочего времени работников электрослужбы

Показателиобоз.

ед. изм

Планов.

год

Число календарных дней Выходные и праздничные дни Номинальный фонд Среднее число невыходов на одного рабочего всего, в том числе: очередной отпуск дополнительный отпуск по болезни выполнение государственных обязанностей прогул

Полезный фонд рабочего времени Номинальная продолжительность рабочего дня Фактическая продолжительность рабочего дня Полезный фонд рабочего времени Коэффициент использования рабочего времени

Коэффициент списочного состава

КВФном

ДНРДДном

ДрабФэф

КИКСднднднднднднднднднднччч—3 651 202 459 952 386 932 736,08,11 680,61,68Численность дежурного и обслуживающего персонала определяется на основе установленных норм обслуживания. Следует рассчитывать явочную и списочную численность эксплуатационных рабочих на различных участках энергохозяйства предприятия. Явочная численность дежурного и обслуживающего персонала:. (6.10)Тогда .Списочная численность:. (6.11)Тогда, что соответствует рациональной штатной расстановки дежурного персонала. Уточненную численность ремонтных рабочих определяем на основе полезного расчетного фонда рабочего времени работников, а также исходя из трудоемкости планируемых работ. Явочная численность эксплуатационного персонала: (6.12)Тогда .где — коэффициент выполнения норм. Списочную численность эксплуатационного персонала определяем по формуле (6.11):Уточненное количество дежурного и ремонтного персонала распределяем по разрядам, принятым на данном предприятии в табл. 12.

7. А также численность ИТР в табл. 6.

8.Таблица 6.8 — Численность дежурного эксплуатационного персонала

Профессия рабочего

ЧислорабочихВ т.ч. по разрядам

Средний тарифный коэф. рабочихIIIIVVVIДежурно-эксплуатационный персонал3−21−6,65Ремонтный персонал3−21−7,165Таблица 6.9 — Численность ИТРДолжность

ФункцияРежим работы

Кол-во штатных единиц (чел)Мастер

Руководит бригадой осуществляющей ремонт и оперативное обслуживание участка с целью обеспечения надежной, экономичной и безопасной работы электроустановок и электрооборудовании.

31Начальник

Управление и организация бесперебойной работы энергооборудования предприятия.

316.

7. Расчет фонда оплаты труда эксплуатационных рабочих и ИТРФонд оплаты труда рабочих состоит из основной и дополнительной заработной платы. В основную входят все виды оплаты за фактически выполненную работу: — оплату повременных и сдельных работ, различные премии и доплаты в соответствии с действующими системами оплаты труда и премирования; надбавки за вредность и опасность работы;

— доплаты за работу в ночное и вечернее время, праздничные дни; - за работу в отдельных местностях, северный коэффициент и полярные надбавки. Расчет фонда оплаты труда ремонтного и дежурного персонала производим на основании штатного расписания и установленных тарифных ставках по форме табл. 6.

6.Расчет фонда оплаты труда ИТР производим на основании штатного расписания и установленных должностных окладов по форме табл. 6.

11.Таблица 6.10 — Годовой ФОТ ремонтного персонала

ПрофессияЭксплуатационный персонал

РемонтныйДежурный1Списочная численность рабочих, чел.

Эффективный фонд раб.

времени, дн.1 461 461 461 463

Подлежит отработать всеми рабочими, чел.-дн.2 921 462 921 464

Разряд45 455

Среднечасовая тарифная ставка, руб.

29,92 534,5629,92 534,566Подлежит отработать всеми рабочими, чел.-ч.23 361 168 233 611 688

Тарифный фонд, руб.

69 904,840366,169 904,840366,18Доплата за 1 час работы ночью, 20%, руб.

6,06,96,06,99Доплата за 1 час работы вечером, 10%, руб.

3,03,53,03,510Подлежит отработать ночью, чел.-ч.1002,71 002,71002,71 002,711Подлежит отработать вечером, чел.-ч.1002,71 002,71002,71 002,712Доплата за ночные часы, руб.

6001,6 930,46001,6 930,413Доплата за вечерние часы, руб.

3000,53 465,23000,53 465,214Прочие доплаты, 5%, руб.

3495,22 018,33495,22 018,315Тарифный заработок, руб.

82 401,55278082401,55 278 016

Премия, 40%, руб.

32 960,62111232960,62 111 217

Районный коэффициент, 20%, руб.

16 480,251055665921,24 222 418

Основная заработная плата, руб.

247 204,5139340247204,513 934 019

Среднедневной заработок, руб.

846,6954,4846,6954,420Отпуск и прочие неявки, чел.-дн.120 601 206 021

Дополнительная заработная плата, руб.

Фонд оплаты труда, руб.

348 796,5196604348796,519 660 423

Отчисления на ед. соц. налог, 26%, руб.

90 687,15111790687,15 111 724

Всего ФОТ с отчислениями на ед. соц. нал., руб.

Таблица 6.11 Расчет годового ФОТ ИТРДолжность, профессия

МастерЭнергетик1Численность, чел.

112Месячный оклад, руб.

7 500 120 003ФОТ по окладу, руб.

Премия, 40%, руб.

Районный коэффициент, 80%, руб.

Северный коэффициент, 80%, руб.

Общий годовой ФОТ, руб.

Отчисление не ед. соц. налог, 26%, руб.

Годовой ФОТ с отчислением на ед. соц. налог, руб.

Итого:

Таблица 6.12 — Сводный план по труду и заработной плате Показатели Плановый год

Средне списочная численность работающих всего, чел8 В том числе рабочих, из них: — основных6- ИТР2Фонд оплаты труда (с отчислениями) — всего, руб2 258 875,2 В том числе рабочих, из них: — основных1 374 355,2- ИТР884 520

Среднемесячная зарплата на одного основного рабочего, руб19 088,3Среднемесячная зарплата ИТР, из них: — мастер28 350- начальник45 360ЗАКЛЮЧЕНИЕЦелью дипломной работы являлось создание проекта электроснабжения освещения станции Исковой. В ходе решения этой задачи был произведен анализ потребителей электроэнергии. В результате проделанной работы были изучены: исходные данные, (количество трансформаторных подстанций, предлагаемые мощности), нормативные документы, литература по проектированию. В ходе дипломной работы были рассчитаны электрические нагрузки, сделан расчет сети, выбор сечения линии электропередач на 0,4кВ и 10кВ, выбрана схема электроснабжения сетей. Проведена проверка линий и трансформаторных подстанций на токи короткого замыкания. Установлена система контроля и учета электроэнергии, автоматическая система управления ГПП. Произведены расчеты основных параметров релейной защиты. Рассмотрены вопросы, относящиеся к обеспечению безопасности работающих на предприятии. Список используемой литературы1 Сенигов П. В. «Расчет токов короткого замыкания в электрических системах»: Учебное пособие к курсовой работе.

Челябинск: ЧПИ, 1986. — 56 с. 2 «Справочник по проектированию электрических сетей» / Под редакцией Д. Л. Файбосовича. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. — 320 с.

ил. 3 Стандартпредприятия. Курсовое и дипломное проектирование. Общие требования к оформлению. C

ТБ ЮУрГУ 04−2008/Составители: Сырейщиков Н. В., Гузеев В. И., Сурков И. В., Винокурова Л. В., — Челябинск: ЮУрГУ, 2008. — 49 с. 4 Нормы технологического проектирования Подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 — 750 кВ. 5 Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций напряжением 35 — 750 кВ.

Типовые решения, Энергосеть проект, 2006 г. 6 Общие технические требования к подстанциям 330 — 750 кВ нового поколения (приложение к «Программе комплексного технического перевооружения электрических сетей ОАО «ФСК ЕЭС» на 2004 — 2012 г.

г.", одобрено решением Правления ОАО «ФСК ЕЭС» от 16.

03.04 № 91).7 Гасаров Р. В., Коржов А. В., Лежнева Л. А., Лисовская И. Т., Проектирование электрических станций и подстанций: Методические указания к курсовому проекту. — Челябинск: Изд-во ЮУрГУ, 2005. — 46 с. 8 Справочник по проектированию подстанций 35 — 500 кВ/ Г. К. Вишняков, Е. А. Гоберман, С. Л. Гольцман и др.; Под ред. С. С. Рокотяна и Я. С. Самойлова. -

М.: Энергоиздат, 1982. — 352., ил. 9 ПУЭ. Спб.: Издательство ДЕАН, 2001. — 928 с. 10 Шабад М.

А. Автоматизация распределительных электрических сетей с использованием цифровых реле: Учебное пособие. — СПб.: Изд. ПЭИпк, 2002.

11 Правила пожарной безопасности для электрических предприятий РД 153.-34.0−03.301−00 (ВППБ 01−02−95). — М.: Изд-во стандартов, 2000.

12 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. — М.: Изд-во стандартов, 2003.

13 СНиП 23−05−95 естественное и искусственное освещение. — М.: Минстрой России, 1996.

14Рекомендации по техническому проектированию подстанции переменного тока с высшим напряжением 35−750 кВ СО 153−34.

35.120−2006

Утверждены приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 16.

06.06 № 187, приказом ОАО «Институт Энергопроект» от 03.

07.06 № 18 эсп. — М.: Изд-во стандартов, 2006.

15Правила пожарной безопасности для энергических предприятий РД 153.-34.0−03.301−00 (ВППБ 01−02−95). — М.: Изд-во стандартов, 2000.

16Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. — М.: Изд-во стандартов, 2003.

17Самсонов В. С. Экономика предприятий энергетического комплекса: Учеб.

для вузов/ В. С. Самсонов, М. А. Вяткин. — М.: Высшая школа, 2003.

18Инструкция по устройству молниезащиты зданий, строений и производственных коммуникаций. СО 153−343.

21.122−2003.