Реконструкция электрической части понижающей подстанции «Углегорская» 110/35/10 кВ

Проектом реконструкции подстанции предусмотрена замена морально и физически устаревшего электрооборудования на современное. Перечень устанавливаемого оборудования приведен в таблице 23. Таблица 23Перечень устанавливаемого оборудованияВид оборудованияМаркаКоличествоСиловые трансформаторыТДН 10000-110/102ВыключателиВЭБ-110-40/2000 УХЛ5Ячейка КРУН 10кВ с выключателем ВВ/TEL-10/1000-20К61-М1Ячейка КРУН 10кВ с выключателем ВВ/TEL-10/630-20К6315РазъединителиРНДЗ-110/1000НУХЛ14ОПНОПН-П1-110 УХЛ1 ОПН-10/12,5-10 УХЛ134Трансформаторы напряженияНАМИ-10 УХЛ22Трансформаторы напряженияНКФ-110-57 УХЛ12ТСНТМ-250/10/0,42Максимальная активная нагрузка подстанции и годовой полезный отпуск электроэнергии: Рmax= 8,159 МВт;Wгод.отп= 58643,15МВт∙ч.Определение капитальных вложений в ПС по укрупненным показателям производится суммированием капиталовложений по следующим составляющим [15]: распределительные устройства всех напряжений; трансформаторы и постоянная часть затрат.Стоимость внедряемого оборудования без учета затрат на установку приведен в таблице 24. Таблица 24 Стоимость внедряемого оборудования без учета затрат на установкуВид оборудованияМаркаЦена, рубКоли-чествоСтоимость, рубСиловой ТрансформаторТДН 10000/110/107500000215.000.000ВыключательВЭБ-110-40/2000 УХЛ13100000515.500.000ОПНОПН/TEL-10/11,5 УХЛ2150023000Ячейка КРУН К-61М1380001138000Ячейка КРУН 10кВ с выключателем ВВ/TEL-10/630-20К-63364000155.460.000РазъединительРНДЗ-110/1000НУХЛ1650006390.000ОПНОПН-П1-110 УХЛ1 7200214.800ОПНОПН-10/12,5-10 УХЛ1 145011450Трансформаторы напряженияНАМИ-1034000268000НКФ-110-57 УХЛ11400002280.000Трансформатор токаТЛК-10-0,5-1000/5-УХЛ110950332850ТЛК-10-0,5-200/5-УХЛ11010014141400ТСНТМ 250-10/0,41680002336000Итого---38.441.000Кпсуд==1.922.050руб./МВА.Для реконструируемой ПС необходимо выбрать формы обслуживания и определение численности обслуживающего персонала. Для ПС выбираем смешанную форму организации оперативного и технического обслуживания. Оперативное и техническое обслуживание ПС производят оперативно-выездные бригады, обслуживающие только ПС (ОВБ ПС) [17].Работа ОВБ ПС, в зависимости от местных условий, организуется круглосуточно, с правом отдыха в ночное время или в одну–две дневные смены с передачей обслуживания ПС в остальное время ОВБ ПС, работающей круглосуточно. Нормативная численность обслуживающего персонала отображена в таблице 25. Таблица 25Нормативная численность рабочих по оперативному и техническому обслуживанию ПСНапряжение на высшей сторонеКоличество присоединений с выключателями на 10 кВ, шт.Норматив численности рабочих, чел.110131,22Чпспп=1,22∙1,4∙1,05 2 чел.Также для реконструируемой ПС необходимо рассчитать численность рабочих по ремонту ПС.Нормативные численности рабочих (таблица 28) по ремонту подстанций напряжением 110кВ и выше зависят от уровня напряжения, количества устройств, их вида и сложности (выключатели воздушные или элегазовые, присоединения с разъединителями или без и т. д.). Таблица 26Нормативная численность рабочих по ремонту ПСНаименование устройстваUном, кВНормативная численность на 100 устройствКол–во устройств, штНорматив численности рабочих, челТрансформатор1108,2520,17Присоединение с выключателем110103,660,845160,180,13Итого0,49Чпсрем=0,49∙1,06∙1,14∙1,1 0,7 чел.Определим суммарную численность всех рабочих на ПС по формуле:Чпсраб=Чпсоп+Чпсрем,Чпсраб=2+0,73 чел.В экономической части рассматриваются сравнительно небольшие по объему работы электрических сетей, которые входят в состав предприятий. Для них при определении нормативной численности руководителей, специалистов и служащих (РСС) можно ограничиться приблизительным расчетом, приняв численность РСС в размере 20-25% от общей численности рабочих электрических сетей [10]. , чел. чел.Численность промышленно-производственного персонала на ПС составит 7 человек. Из них нормативная численность рабочих по оперативному и техническому обслуживанию − 3 чел, по ремонту ПС − 4 чел.Определение себестоимости передачи и распределения электрической энергии. Себестоимость – полные издержки на производство продукции, работ, услуг, включая затраты на потребление средств производства и оплату труда. Затраты, образующие себестоимость продукции, группируются в соответствии с их содержанием по следующим элементам:1) затраты на оплату труда;2) единый социальный налог3) амортизация основных фондов;4) прочие затраты;5) материальные затраты.В элементе «Затраты на оплату труда» отражаются все затраты на оплату труда промышленно-производственного персонала энергопредприятия. В состав этих затрат включаются выплата заработной платы за фактически выполненную работу, исходя из расценок, тарифных ставок, должностных окладов в соответствии с принятой на предприятии системой и формой оплаты груда: все виды доплат, надбавок, премий, стоимости льгот, оплата очередных и дополнительных отпусков. Затраты на оплату труда определяются как произведение средней заработной платы на предприятии региона расположения электрической сети на нормативную численность промышленно-производственного персонала. Учитывая, что средняя заработная плата зависит от многих факторов и постоянно меняется, в расчетах целесообразно затраты на оплату труда увязывать с месячной тарифной ставкой первой ступени оплаты труда Ст(1) работников, занятых на эксплуатации, ремонте и строительствеобъектов электроэнергетической промышленности. Принимаем, среднее значение Ст(1)=4500 руб./мес.ЗПср.мес = 4500 ∙ 1,5 ∙ 1,27 ∙ 1,4 ∙ 1,5=30603 тыс.руб./мес.ФОТчел= 30,603 ∙ 12 = 367,236 тыс.руб./год.Иот=367,236∙4=1468,95 тыс.руб./год.=440,69 тыс.руб./год.В настоящее время стоимость основных фондов подстанции «Углегорская» составляет 19143 тыс.руб., с учетом вновь устанавливаемого оборудования и списанием демонтируемого, достигнет 22000 тыс.руб., следовательно:=1732тыс.руб./год.В элементе «Прочие затраты» в составе себестоимости продукции отражаются:1) отчисления в ремонтный фонд Ир.ф;2) обязательные страховые платежи Ис.и;3) другие отчисления Идр.=2500тыс.руб./год.Обязательные страховые платежи (отчисления в фонд страхования имущества) осуществляются по установленному нормативу от стоимости имущества. Стоимость имущества включает стоимость основных и оборотных средств, финансовых активов. где Нс.и% =0,15% − норматив обязательного страхования имущества.=33 тыс.руб./год.где Ндр%=0,5-0,6% − норматив других отчислений.=110 тыс.руб./год.Рассчитываем прочие затраты по формуле (62):Ипр=2500+33+110=2643тыс.руб./год.Для электросетевых предприятий в материальные затраты входят:1) стоимость покупки вспомогательных материалов, смазочных и фильтрующих материалов, реагентов, масел и т. д.;2) стоимость работ и услуг производственного характера, выполняемых сторонними предприятиями или производствами и хозяйствами предприятия, не относящимися к основному виду деятельности (проведение испытаний, пуско-наладочные работы, транспортные услуги и др.);3) стоимость горюче-смазочных материалов;4) стоимость энергии для целей электроснабжения электрической сети, для хозяйственных целей предприятия по тарифам, установленным энергоснабжающей организацией.Имз =0,03 (3226+1155+1732+2643)=263тыс.руб./год.И=263+3226+1155+1732+2643=9019тыс.руб./год.∙1000=106,5 руб./МВт∙ч.Структура затрат на передачу и распределение электрической энергии и структура себестоимости сведены в таблицу 27. Таблица 27Структура затрат и себестоимостиСтатья затратИi, тыс.руб./годИi%, %Si, руб./МВт∙чЗатраты на оплату труда322635,837,4Единый социальный налог115512,813Амортизация основных фондов173219,220,1Прочие затраты264329,330,6Материальные затраты2632,93,0Итого9019100104,5Среднегодовые технико-экономические показатели работы реконструируемой подстанции сведены в таблицу. Таблица 28Технико-экономические показателиНаименование показателяАбсолютнаявеличинаКапиталовложения в реконструкцию, тыс. руб.38441Удельные капиталовложения в реконструкцию, тыс.руб./МВА1922Численность рабочих, чел:− по оперативному и техническому обслуживанию;− по ремонту ПС;34Численность ППП, чел.7Среднегодовой отпуск электроэнергии, МВт∙ч58643Суммарные ежегодные издержки, тыс. руб.9019Себестоимость передачи и распределения э/энергии, руб./МВт·ч106,52.9МолниезащитаВся территория проектируемой подстанции «Углегорская» должна быть защищена от прямых ударов молнии [6].Расчет молниезащиты зданий и сооружений заключается в определении границ зоны защиты молниеотводов, которая представляет собой пространство, защищаемое от прямых ударов молнии.Система молниезащиты разработана в соответствии с рекомендациями и состоит из четырех молниеотводов, установленных на линейных порталах.План подстанции с указанием мест установки молниеотводов приведен на листе 4 графической части дипломной работы. Согласно плану молниеотводы расположены по периметру подстанции, расстояние между двумя соседними молниеотводами составляет 27 или 35 м. Высота устанавливаемых молниеотводов равна19 метрам. Расчетными являются высоты линейного и шинного порталов – 11м и 6 м соответственно.hэф=0,8519=16,15 м.r0=(1,1–0,00219)19=20,178 м.hс.г=16,15–(0,17+310–419)(27–19)=14,74 м.Аналогично рассчитываем высота зоны защиты в середине между молниеотводами М2 и М4, отстоящими на расстояние 35 м друг от друга:hс.г=16,15–(0,17+310–419)(35–19)=13,34 м. Так как L=27 м удовлетворяет условию hL 2h, то ширина зоны защиты в середине между молниеотводами М1 и М2 на уровне земли:rc.0=r0;rc.0=20,178 м.rс.11==5,119 м.Ширина зоны защиты в середине между молниеотводами М1 и М2 на высоте шинного портала (6 м):rс.6==11,964 м.=6,436 м.Для высоты шинного портала (6м) радиус зоны защиты возле молниеотвода:=12,691 м.Согласно плану подстанции расстояние между молниеотводами М1 и М3 составляет 35м, что большеh=19, следовательно, границы внутренней зоны защиты между молниеотводами определяются как для двух молниеотводов.Зоны защиты молниеотводов, построенные на листе 4 графической части ВКР, показали следующее: 1) на уровне земли территория подстанций полностью защищена от прямых ударов молнии;2) на высоте 11 м и 6 м всё электрооборудование находится внутри соответствующих зон защиты.План размещения молниеотводов приведен в Приложении Г.2.10Устройство заземленияПо расположению заземлителей относительно заземлённых корпусов заземления делят на выносные и контурные.При выносном заземлении заземлители располагаются на некотором удалении от заземляемого оборудования. Поэтому заземлённые корпуса находятся вне поля растекания – на земле, и человек, касаясь корпуса, оказывается под полным напряжением относительно земли. Выносное заземление защищает только за счёт малого сопротивления заземления [18].При контурном заземлении заземлители располагаются по контуру вокруг заземлённого оборудования на небольшом (несколько метров) расстоянии друг от друга. Поля растекания заземлителей накладываются, и любая точка поверхности грунта внутри контура имеет значительный потенциал. Вследствие этого разность потенциалов между точками, находящимися внутри контура, снижена и коэффициент прикосновения намного меньше единицы. Коэффициент напряжения шага также меньше максимально возможного значения. Ток через человека, касающегося корпуса, меньше чем при выносном заземлении.Иногда при выполнении контурного заземления внутри контура прокладывают горизонтальные полосы, которые дополнительно выравнивают потенциалы внутри контура (рисунок 12).Рис.12. Выравнивание потенциалов за пределами контура:I – естественная кривая изменения потенциала в грунте; II – кривая изменения выровненных потенциалов. Чтобы уменьшить шаговые напряжения за пределами контура, вдоль проходов и проездов в грунт закладывают специальные шины, как показано на рисунке 13.Рис.13. Контурное заземление:а – разрез; б – план; в – распределение потенциаловВ качестве искусственных заземлителей применяютстальные стержни из угловой стали 60 х 60 мм (или близкой по размеру), а также из стальных труб диаметром 35 – 50 мм и стальных шин сечением не менее 100 мм². Стержни длиной2,5 – 3 м погружают (забивают) в грунт вертикально в специально подготовленной вокруг защищаемой территории траншее (рисунок 14). Рис.14. Установка трубчатого заземлителя в траншееВ открытых электроустановках корпуса присоединяют непосредственно к заземлителю проводами. В зданиях прокладывают магистраль заземления, к которой присоединяют заземляющие провода. Магистраль соединяют с заземлителем не менее чем в двух местах.В целом вся совокупность заземлителя и заземляющих проводов называется заземляющим устройством. Заземляющими проводниками называются металлические проводники, соединяющие заземляемые части электроустановки с заземлителем.Расчёт заземляющего устройства подстанции:Цель расчета заземляющего устройства подстанции: определить основные параметры заземления – число, размеры и порядок размещения одиночных заземлителей и заземляющих проводников, при которых напряжения прикосновения и шага в период замыкания фазы на заземленный корпус не превышают допустимых значений.Iз= U (35lкаб+ lв)/350, где U – линейное напряжение сети, кВ; lкаб и lв – суммарная длина электрически связанных между собой кабельных и воздушных линий, км.Iз = RзСопротивление заземляющего устройства нейтралитрансформатора должно быть не более 0,5 Ом. [ПУЭ]Таким образом, последнее требование является определяющим для расчета:Rз Ом.Rг =Ом.Если RгRиск, то необходимы вертикальные заземлители с общим сопротивлением (Rиск = 4 Ом).RВСледовательно, вертикальные заземлители необходимы.rв = Ом.Определяем количество вертикальных заземлителей по формуле: (75)где - коэффициент использования вертикальных заземлителей, Окончательно принимаем в контуре 8 вертикальных заземлителей из прутковой круглой неоцинкованой стали, диаметр 18 мм, длина 5 м.ЗАКЛЮЧЕНИЕВ данной работе произведены все необходимые расчеты для реконструкции электрической части трансформаторной подстанции «Углегорская» 110/35/10 кВ, выбрано и проверено оборудование последних разработок.Построены графики электрических нагрузок (по данным контрольных замеров).На подстанции установлены два трансформатора ТМН-10000/110/10 с автоматической регулировкой напряжения под нагрузкой. Эти трансформаторы проверены по условиям загрузки и проходят по мощности в нормальном и аварийных режимах. При выходе из строя или выводе в ремонт одного из трансформаторов, второй продолжит работу, пройдя проверку по перегрузочной способности.В связи с тем, что ПС «Углегорская» выполнена, как проходная, для повышения надежности, на напряжение 110кВ применена схема электрических соединений –«Два блока с выключателями в цепях трансформаторов и автоматической ремонтной перемычкой». Для обеспечения транзита на стороне 35 кВ секционный выключатель включен. Достоинствами схемы являются простота, наглядность, достаточно высокая надежность. Схема подстанции на напряжение 10 кВ - №6-1 «Одна, секционированная выключателем, система шин». На шинах всех классов напряжения реконструируемой ПС произведён расчет токов короткого замыкания, что позволило выбрать и рассчитать:1) шины на стороне ВН и НН;2) кабели отходящих линий 10 кВ;3) коммутационные аппараты (выбраны элегазовые выключатели на стороне ВН и вакуумные выключатели на стороне НН).Также выбраны полимерные опорные и подвесные изоляторы. Для защиты аппаратов и токоведущих частей от атмосферных и внутренних перенапряжений выбраны полимерные ограничители перенапряжения.Для системы измерений и подключения релейной защиты и автоматики произведен выбор трансформаторов токов и напряжения. Произведен расчет потребляемой мощности собственных нужд ПС, на основании этого к установке приняты два ТСН по 250 кВА. Для основной дифференциальной защиты силового трансформатора применен микропроцессорный терминал типа МРЗС-05-05.В экономической части рассчитаны технико-экономические показатели реконструкции ПС.Для обеспечения безопасного производства работ произведен расчет заземления и молниезащиты подстанции. На основании всех проделанных работ разработаны и представленыв приложениях:1) принципиальная однолинейная схема ПС «Углегорская» до реконструкции;2) принципиальная однолинейная схема ПС Углегорская» после реконструкции; 3) разрез по ячейке ОРУ-110 кВ;4) схема заземляющего устройства и молниезащиты ПС «Углегорская» 110/10 кВ;СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВОсновная литература 1. Алиев И.И. Справочник по электротехнике и электрооборудованию: учебное пособие для - М.: Высш.шк., 2015. – 255 с.2. Кокин С.Е., Дмитриев С.А., Хальясма А.И. Схемы электрических соединений подстанций: учебное пособие – Екатеринбург.: Изд-во Урал. ун-та 2015. – 100 с.3. Крутов А. В. Теоретические основы электротехники: учебное пособие / А.В, Крутов, Э.Л. Кочетова, Т.Ф. Гузанова. – 2-е изд., стер. – Минск: РИПО, 2016. - 376 с.4. Основное оборудование электрических сетей: справочник / под ред. И.Г. Карапетян. – М.: ЭНАС, 2014. – 208 с.: ил. 5. Оборудование электростанций и сетей. Лабораторный практикум: пособие / С.А. Лагута. – Минск: РИПО, 2015. – 84 с.6. Охрана труда и электробезопасность: Учебное пособие / Ю.Д. Сибикин. – М: Директ-Медиа, 2014. – 360 с.7. Привалов Е. Е. Эксплуатация воздушных линий электропередач: учебное пособие. Директ-Медиа, 2016 год,130 с.8. Режимы электрических станций и электроэнергетических систем: учебник / А.Г. Русина, Т.А. Филиппова. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2014. – 400 с.9. Сибикин Ю. Д. Электрические подстанции: Учебное пособие для высшего и среднего профессионального образования: учебное пособие. Директ-Медиа, 2014 г. – 414 с. 10. Сибикин Ю.Д. Основы электроснабжения объектов: учебное пособие: - М.: Директ-Медиа, 2014. – 328 с.11. Старшинов В.А. Электрическая часть электростанций и подстанций: учебное пособие / В.А. Старшинов, М.В. Пираторов, М.А. Козинова; под ред. В.А. Старшинова, – М.: Издательский дом МЭИ, 2015. – 296 с.Дополнительная литература 12. Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок: учебное пособие для вузов – М.: Издательский дом МЭИ, 2016. – 288 с.13. Иванов А.В., Колчин Т.В. Методическое пособие по расчету систем оперативного тока, собственных нужд, заземляющих устройств и молниезащиты подстанций 35 кВ и выше. – Нижний Новгород, Изд-во Нижегородского ун-та. 2000. – 40 с.14. Короткие замыкания и выбор электрооборудования: учебное пособие для вузов / И.П. Крючков, В. А. Страшинов, Ю.П. Гусев и др.; под ред. И.П. Крючкова, В.А. Старшинова. - М.: Издательский дом МЭИ, 2012. – 568 с., ил.15. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные и методические материалы для выполнения квалификационных работ: учебно-справочное пособие для вузов / И.П. Крючков, М.В. Пираторов, В.А. Старшинов; под ред. И.П. Крючкова. – М.: Издательский дом МЭИ, 2015. – 138 с., ил.16. Правила устройства электроустановок. - СПб.: Издательство ДЕАН, 2014 – 928 с.17. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: ЭНАС, 2012. – 376 с.: ил.18. Электроснабжение: учебник/ Е.А. Конюхова– М.: Издательство МЭИ, 2014. – 512 с.19. СТО 56947007-29.240.10.028-2009. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. – М.: Стандарт организации. 2009. – 96 с.20. СТО 56947007-29.240.30.010-2008. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. – М.: Стандарт организации. 2007. – 132 с.Приложение А «Однолинейная схема ПС до реконструкции»Приложение Б «Однолинейная схема ПС после реконструкции»Приложение В «Разрез ячейки ОРУ 110 кВ»Приложение Г «Молниезащита подстанции»