(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Разработка макета информационной и режимной модели электрических сетей 220 кВ
Введение
1. Краткий обзор программно-вычислительного комплекса «IndorElektra»
1.1 Концепция информационной системы
1.2 Назначение информационной системы
1.3 Базовые принципы
1.4 Разделы информационной системы
1.5 Трассы ЛЭП и планы подстанций на карте местности
1.6 Технологическая схема на карте местности
1.7 Оперативная(диспетчерская) схема
1.8 структура информационной системы
2. Характеристика исследуемого объекта
3. Расчет режимов системы электроснабжения и фидеров 10кВ
3.1 Расчет нормального режима электрической сети подстанций Томского ПМЭС
3.2 Мероприятия по резервированию питания
3.3 Оценка пропускной способности
3.4Мероприятия по увеличению пропускной способности электрических сетей
4. анализ работы РЗ и АВР на участке Парабель — Вертикос
4.1 Общие положения
4.2 Рекомендации по выбору РЗ и экономическое обоснование модернизации объекта
5. Расчет показателей эффективности работы ЦЭС от внедрения информационной системы «IndorElektra »
5.1 Расчет затрат на разработку проекта
5.2 Расчёт экономического эффекта после внедрения информационной системы
5.3 Годовые эксплуатационные затраты программы
5.4 Расчет периода возврата инвестиций
6. Производственная и экологическая безопасность
6.1 анализ опасных и вредных производственных факторов
6.2 Техника безопасности
6.3 Пожарная безопасность
6.4 Производственная санитария
6.5 Экологическая безопасность
6.6 Чрезвычайные ситуации мирного и военного времени
Заключение
Перечень использованных источников
Введение
электроснабжение фидер информационный
Изучение долгосрочного развития энергетики указывает на значительный рост использования мировых энергетических ресурсов. Исследования МИРЭС (мировой энергетический совет) показывают, что энергопотребление в мире возрастет на 55 % за период 1998 — 2020 гг. Такой рост мирового энергопотребления будет вызван следующими основными причинами:
увеличением населения Земли;
развитием экономики;
продолжающимся процессом урбанизации, индустриализации окружающей среды;
повышением мобильности жизни.
С точки зрения потребностей в энергетических ресурсах это означает, что к 2020 г.;
мировое потребление нефти может достигнуть 4,5 млрд. т в год, что на 1,25 млрд. г превышает нынешний уровень потребления и больше, чем весь объем годовой добычи нефти странами ОПЕК;
добыча угля может удвоиться и достигнуть 7 млрд. т. в год, что в 2 раза превышает доказанные запасы угля в Соединенном Королевстве;
* годовая добыча газа может достигнуть 4 трлн. м3, что практически равняется доказанным запасам всех известных газовых месторождений в США.
Предполагается, что с 1990 по 2020 г. в электроэнергетике будет построено больше генерирующих мощностей, чем за весь XX век.
Того потенциала мировых энергоресурсов, который выявлен к настоящему времени, более чем достаточно для удовлетворения растущего спроса. Органические топлива будут по-прежнему сохранять свою доминирующую роль в энергоснабжении в период до 2020 года.
Для удовлетворения спроса необходимо использовать и развивать все источники энергии: органические топлива, атомную энергию и нетрадиционные возобновляемые источники энергии. По данным МИРЭС в 1990 г. на Земле проживало 5,3 млрд. чел. Согласно прогнозу МИРЭС, к 2050 г. численность населения в мире возрастет до 10,1 млрд. чел., а к 2100 г. увеличится до 11,7 млрд. чел.
Наступивший год должен стать годом решения новых сложных задач, которые стоят перед нашей отраслью, играющей важнейшую роль в развитии экономики страны.
Увеличение электропотребления, определяемое ростом всего производственно-хозяйственного комплекса, требует от энергетиков организованной и слаженной работы, высокой квалификации и максимального использования накопленного опыта для обеспечения надежного и стабильного энергоснабжения промышленных предприятий, объектов бытового и социально-культурного назначения, жилого сектора и населения.
Четкая и целенаправленная деятельность трудовых коллективов отраслевых предприятий обеспечивает устойчивое снабжение электроэнергией и теплом всех потребителей. На электростанциях, в электрических и тепловых сетях выполнены в запланированных объемах ремонт и профилактика оборудования; накоплены необходимые запасы топлива на ТЭС.
В 2006 г. на тепловых и гидравлических электростанциях введено около 2 млн. кВт энергетических мощностей, в том числе почти 1 млн. кВт на объектах нового строительства. Начали работать первый парогазовый энергоблок мощностью 450 МВт на Калининградской ТЭЦ-2, четвертый гидроагрегат мощностью 330 МВт на Бурейской ГЭС, первый энергоблок мощностью 180 МВт на Ленинградской ТЭЦ-5.
Введены и новые электросетевые объекты: ВЛ 500 кВ от ПС Хабаровская до Приморской ГРЭС протяженностью более 430 км, позволившая передавать электроэнергию, вырабатываемую Бурейской ГЭС, в Приморский край; ПС 500 кВ Чугуевка с переводом на напряжение 500 кВ ВЛ от Приморской ГРЭС до названной подстанции, эта линия стала второй электрической связью 500 кВ между южной частью Приморского края и Приморской ГРЭС; ВЛ 220 кВ от Волгодонской АЭС для выдачи мощности атомной электростанции и повышения надежности питания систем ее собственных нужд; ВЛ 110 кВ для выдачи мощности Калининградской ТЭЦ-2 и ряд других линий электропередачи. Включена в работу ПС 500 кВ Алюминиевая для электроснабжения Хакасского алюминиевого завода.
Значительно возросли в прошлом году объемы работ по техническому перевооружению и реконструкции объектов электроэнергетики.
По программе техперевооружения и реконструкции планируется ввести 2х200+2х63+2х52 MBАр трансформаторных мощностей на ПС 220 кВ Восточнаяая, а также 3х63 на ПС 220 кВ Парабель, а также строительство ВЛ-500 кВ Нижневартовская ГРЭС — Советско — Соснинская с ПС-500 кВ Советско — Соснинская с заходами ВЛ-220 кВ (с выделением пускового комплекса с включением ВЛ 500 кВ Нижневартовская ГРЭС — Советско — Соснинская на напряжение 220 кВ) 35 км, 501+167 МВА к 2015 году, ВЛ-500 кВ Советско-Соснинская — Парабель 390 км к 2016 году, ВЛ-220 кВ ПС Томская — ПС Асино 67 км к 2011 году.
Комплексно обновляются основные фонды системообразующих электрических сетей Единой энергосистемы. Ведутся работы по замене оборудования еще на десяти узловых подстанциях напряжением 500 — 220 кВ
Имевшие место в 2009 г. нарушения и сбои в работе наглядно подтвердили необходимость всемерного усиления оперативной дисциплины в электроэнергетике, оснащения энергосистем современными средствами противоаварийной автоматики и зашиты, мобилизации всех имеющихся резервов для обеспечения устойчивой и безаварийной работы энергосистем.
В завершающую фазу вступили в прошлом году радикальные преобразования в электроэнергетике. Создание региональных и оптовых генерирующих компаний, межрегиональных магистральных и распределительных сетевых компаний формируют принципиально новую структуру отрасли с четким разделением монопольных и конкурирующих сфер деятель.
Тема моей дипломной работы связана с одним из подразделений ОАО «ФСК ЕЭС» Магистральными электрическими сетями. В настоящее время ОАО «ФСК ЕЭС»- один из крупнейших в стране производителей электрической энергии для нужд нефтяного и газового промысла. Магистральные электрические сети Сибири образованы 2002 году. На 1 января 2010 года в Магистральные электрические сети входят:
— 109 подстанций 35-1150 кВ с общей установленной мощностью 37996тыс. МВА.
Протяженность ВЛ-0,4-500 кВ — 24876,5 км.
На предприятии работает — 1486 человек.
Объекты расположены на территориях Красноярского края, Алтайского края, Республики Бурятия, Республики Хакасия, Новосибирской области, Кемеровской области, Омской области, Томской области, Забайкальского края.
В зоне обслуживания находятся множество городов. Площадь обслуживания — 5114,8 тыс. кв. км.
Выполнение главной стратегической задачи электроэнергетики по эффективному обеспечению надежного и качественного снабжения электроэнергией и теплом народного хозяйства и населения в новых условиях потребует от работников отрасли дополнительных усилий, поиска неординарных решений и их тщательного обоснования, целеустремленности и упорства в достижении поставленных целей. Необходимость дальнейшего роста электропотребления в стране, вызванная требованием удвоения ВВП, делает эту задачу еще более сложной, но в то же время и почетной.
Многие предприятия, организации и службы, работающие в сфере электроэнергетики, рано или поздно сталкиваются с проблемами все возрастающей сложности организации и планирования технической деятель. При ближайшем рассмотрении выявляется целый комплекс задач, решение которых выходит за рамки существующей практики организации технического документооборота и обмена информацией.
С этой целью и была создана информационная система IndorElectra. Она охватывает основные отделы технической деятель организаций, эксплуатирующих электрические сети. Информационная система предназначена для хранения, обработки и оперативного обмена всеми видами информации по сетям. Основной целью внедрения информационной системы является повышение организованности и управляемости инженерной инфраструктуры электрических сетей. Это достигается путем перехода на единое информационное описание (модель) электрических сетей и электронную технологию документооборота. Этой теме и посвящена моя дипломная работа.
1. Краткий обзор программно-вычислительного комплекса «Indor Еlectra»
1.1 Концепция информационной системыМногие предприятия, организации и службы, работающие в сфере электроэнергетики, рано или поздно сталкиваются с проблемами все возрастающей сложности организации и планирования технической деятель. При ближайшем рассмотрении выявляется целый комплекс задач, решение которых выходит за рамки существующей практики организации технического документооборота и обмена информацией.
В связи с этим под термином Информационная система будем понимать специализированную программу, охватывающую основные отделы технической деятель организаций, эксплуатирующих электрические сети. Информационная система предназначена для хранения, обработки и оперативного обмена всеми видами информации по сетям. Основной целью внедрения информационной системы является повышение организованности и управляемости инженерной инфраструктуры электрических сетей. Это достигается путем перехода на единое информационное описание (модель) электрических сетей и электронную технологию документооборота.
1.2 Назначение информационной системы
Рассмотрим назначение информационной системы и основные функции, которые она выполняет.
Ведение всей технической и технологической информации по всем объектам электрических сетей. Это включает в себя: задачи: совместное представление трасс ЛЭП и прочих инженерных сетей для целей согласования работ, формирования зон отчуждения, обременения и взаимного влияния, формирование профилей трасс линий с учетом провиса проводов; оценка воздействия различных природных и техногенных факторов (затопление паводковыми водами, возможные пожары и т.д.); точное дела.
Задачи оперативного получения информации об объектах, а именно: поиск по наименованию, по расположению, по адресу (на карте), получение информации по объекту, указанному на схеме, карте, плане.
Автоматизация формирования планов работ на основе имеющейся информации по неисправностям, проведенным работам и текущих технических параметрах объектов.
Автоматизация работ с оперативными диспетчерскими схемами: отображение состояния коммутаторов и объектов, выделение цветом подключенных объектов, выделение цветом фидеров, ведение журналов дат и причины переключений.
Работа с абонентами: отображение их на карте с указанием питающих фидеров; автоматическое формирование списка отключенных абонентов.
Интеграция с системой расчета установившихся режимов IndorCircuit. Эта возможность позволяет автоматизировать процесс расчета текущего режима сети на основе актуальных данных, получаемых из информационной системы.
1.3 Базовые принципы
В основе информационной системы лежит модель, описывающая некоторым образом электрическую сеть и события, которые с ней происходят. Модель сети включает в себя: графическую базу данных, содержащую трассы ЛЭП, планы подстанций, карты, на которые накладываются данные трассы и планы; атрибутивную базу данных, хранящую информацию по техническим паспортам, эксплуатации и справочники; принцип отображения информации пользователю.
1.4 Разделы информационной системы
Информационная система состоит из разделов. Раздел — это набор карт или схем, предназначенный для выполнения некоторого цикла работ и может рассматриваться как автоматизированное рабочее место (АРМ) для службы линий, службы подстанций, производственного, технического, и абонентского отделов, диспетчерской службы, служб релейной защиты и других пользователей информационной системы.
1.5 Трассы ЛЭП и планы подстанций на карте местности
Пример внешнего вида раздела представлен ниже на рисунках. Данный раздел предназначен для служб линий и подстанций, а также для отдела согласования. В данном разделе представлены трассы ЛЭП и планы подстанций, совмещенные с детальной электронной картой местности. Трассы ЛЭП представляют положения и планы опор, фундаментов, контуров заземления, габариты пролетов.
Планы подстанций представляют в различных слоях планы фундаментов, сооружений и оборудования, ошиновку, контуры заземления, кабельные каналы, подъездные пути и контуры заземления. На карте местности представлены контуры (возможно и поэтажные планы) зданий и сооружений, трассы инженерных коммуникаций, улично-дорожная сеть, виды угодий, гидрография, рельеф.
1.6 Технологическая схема на карте местности
Пример внешнего вида раздела представлен на рисунке. Данный раздел предназначен для производственного и технического отделов, службы подстанций, релейной защиты, абонентского отдела. В данном разделе представлены технологические схемы подстанций и схемы линий электропередач, а также условное расположение абонентов. Подстанции изображаются схематично на карте в местах их приблизительного расположения. Линии электропередач также представлены схематично. При увеличении масштаба просмотра в контурах подстанций появляются их оперативные технологические схемы. В этом разделе представлено все оборудование подстанций, а также абоненты, размещенные на карте.
1.7 Оперативная (диспетчерская) схема
Пример внешнего вида раздела представлен ниже на рисунке. Данный раздел предназначен, главным образом, для диспетчерской службы и службы режимов. здесь представлена упрощенная однолинейная схема всей сети — аналог диспетчерского щита. Основным отличием является то, что на этой схеме можно совместно представлять сети разных классов напряжений — от мегавольта до 0,4 кВ. При этом чтобы избежать перегруженности схемы сети более низких классов напряжений изображаются в уменьшенных масштабах. При увеличении масштаба они появляются на схеме, а при уменьшении — скрываются. На базе данной схемы может работать программа расчета установившихся режимов IndorCircuit. Данный раздел данных может быть также использован для интеграции с телеметрическими системами для отображения текущего состояния коммутаторов и значений измерений.
В системе реализован принцип «указал и работай». Это означает, что для работы с тем или иным объектом следует указать на его изображение в каком-либо из разделов, после чего будет произведено то или иное действие с объектом (просмотр или редактирование паспортов, работ, изменение состояния, положения, формы и размеров и т.д.). Таким образом, основой работы с системой является графическое представление объектов.
1.8 структура информационной системы
Развернутая информационная система по своей структуре повторяет ту структуру, которая принята на предприятии, где она установлена. Если это небольшое предприятие, районная сеть, то система может состоять из двух-трех рабочих мест, например, диспетчера, мастера и главного инженера. В этом случае информационная система будет состоять из автоматизированного рабочего места (АРМ) диспетчера (которое будет отражать оперативную и нормальную схемы), АРМ мастера (которое будет отражать план участка, линий электропередачи, схемы и планы подстанций) и АРМ главного инженера (которое будет содержать все перечисленные плюс варианты расчетных схем). В случае сетевого предприятия это будут уже десятки рабочих мест — в службах ЛЭП, подстанций, производственных и технических отделах, службе РЗиА, ИЗП, абонентском отделе, оперативно-диспетчерской службе, у главного инженера и директора. Кроме того, в такой структуре будут предусмотрены удаленные рабочие места в подчиненных районных сетях. На верхнем уровне — в ОДС — это будут диспетчерские места, на которых будет возможность не только работать с вариантами текущей оперативной и нормальной схем, вариантами резервирования, но и оперативно отображать данные телеизмерений и на ходу рассчитывать текущие и планируемые электрические режимы.
2. Характеристика исследуемого объекта
Томские магистральные электрические сети обслуживают территорию Томской области.Это объекты промышленной и сельской энергетики, расположенные в Стрежевском, Каргасовском, Володинском, Восточном районах. А также линии электропередач 220 и 500 кB межсистемныхсвязей с «Кузбассэнерго». Чтобы все это обслуживать, в составе МЭС, не считая всех служб, имеются четыре района электрических сетей — Восточный РЭУ, СтрежевскойРЭС, Каргасокский РЭС, Володинский РЭС.
Стрежевской район является одним из крупнейших по добыче нефти. здесь расположено несколько крупных месторождений. В свою очередь являются основными потребителями электроэнергии первой категории. Объектом нашего исследования стал Томский ПМЭС один из самых больших в МЭС.
Объектом исследования является электрооборудование и схемы фидеров 500 кВ, 220 кВ, 110 кВ, 35 кВ, 10 кВ, 6 кВ подстанций «Томская» , «Восточная», «Зональная», «Асино», «Вертикос», «Володино», «ГПП-220», «Завьялово», «Каргасок», «Мельниково», «Орловка», «Парабель», «Раскино», «Сов.Соснинская», «Чажемто», «Чапаевка» Томского ПМЭС магистральных электрических сетей ОАО «ФСК ЕЭС»
При сооружении ВЛ применялись промежуточные, анкерно-угловые, концевые и транспозиционные опоры. Промежуточные опоры составляют 60 — 80% общего количества опор на всех ВЛ (в зависимости прохождения трасы). Анкерные опоры применены в местах, определяемых условиями работы. Угловые опоры установлены в местах поворота ВЛ. Концевые опоры установлены в начале и в конце линий, вблизи приемных порталов подстанций.
Опоры ВЛ изготовлены из железобетона, дерева, и металла. Опоры ВЛ напряжением 10 кВ в основном изготовлены из железобетона, а также из дерева. Металлические используются в качестве анкерно-угловых.
На вышеуказанных подстанциях трансформаторы оборудованы следующими защитами:
1. Газовая защита
2. Дифференциальная защита
3. Максимальная токовая защита на стороне 220 кВ
4. защита от перегруза на стороне 220 кВ
5. Сигнализация повышения температуры масла
6. Управление и автоматика вводного выключателя на стороне 10 кВ.
На фидерах 10кВ выполнена максимальная токовая защита с использованием реле прямого действия встроенных в привод масляных выключателей с дешунтированием от реле типа РТ-85. Также на фидерах 10 кВ имеется устройство АПВ (автоматическое повторное включение).
3. Расчёт режимов системы электроснабжения и фидеров 10кВ
3.1 Расчет нормального режима электрической сети подстанций Томского ПМЭС
Для расчёта режимов электрических сетей использовался программный
комплекс IndorElectra.
При расчёте нормального установившегося режима электрической сети за базисный узел принимаем шины ПС 500/220/10 кВ п/ст Томская, напряжение в котором устанавливаем 500 кВ.
Подробные результаты расчёта (отчет) приведены в Приложении А.
В нормальном режиме отрегулировал напряжение при помощи устройства регулирования под нагрузкой (РПН) на шинах подстанций.
Напряжения в нормальном режиме на шинах трансформаторных подстанций фидеров 10 кВ входят в допустимую область.
Таблица. Параметры узлов в нормальном режиме
N
Название
U, кВ
Uжел, кВ
dU, %
P, МВт
Q, МВАр
1
Система
500,00
500,00
0
-100,00
0
2
Без имени № 1
500,00
500,00
0
0
0
3
Без имени № 2
500,00
500,00
0
0
0
4
Отп. на 1 секция 220-кВ Орловка
230,08
220,00
4,58
59,10
0
5
Без имени № 3
9,98
10,50
-4,95
0
0
6
Без имени № 4
9,98
10,50
-4,95
0
0
7
Без имени № 19
230,08
220,00
4,58
0
0
8
Без имени № 6
230,08
220,00
4,58
0
0
9
Без имени № 20
230,08
220,00
4,58
0
0
10
Без имени № 7
230,08
220,00
4,58
0
0
11
Без имени № 12
230,08
220,00
4,58
0
0
12
Без имени № 8
230,08
220,00
4,58
0
0
13
Без имени № 11
230,08
220,00
4,58
0
0
14
Без имени № 10
230,08
220,00
4,58
0
0
15
Без имени № 9
230,22
220,00
4,65
-52,80
0
16
Без имени № 5
10,1
10,5
-3,80
12,50
8,30
17
Без имени № 23
230,22
220,00
4,65
0
0
18
Без имени № 16
230,22
220,00
4,65
0
0
19
Без имени № 21
230,22
220,00
4,65
0
0
20
Без имени № 22
230,22
220,00
4,65
0
0
21
Без имени № 31
223,75
220,00
1,71
0
0
22
Без имени № 14
223,75
220,00
1,71
0
0
23
Без имени № 32
223,75
220,00
1,71
0
0
24
Без имени № 15
223,75
220,00
1,71
0
0
25
Без имени № 30
223,75
220,00
1,71
0
0
26
Без имени № 13
226,34
220,00
2,88
0
0
27
Без имени № 25
225,78
220,00
2,63
0
0
28
Отп. на 1 секция 220-кВ Чажемто
218,45
220,00
-0,70
0
0
29
Отп. на 1 секция 220-кВ Орловка
224,63
220,00
2,11
0
0
30
Без имени № 17
0,39
0,40
-2,60
0,33
0
31
Без имени № 18
0,39
0,40
-2,50
0,25
0
32
Без имени № 27
120,98
121,00
-0,02
14,40
0
33
Без имени № 28
10,50
10,50
0,03
0
0
34
Без имени № 35
9,98
10,50
-4,95
0
0
35
Без имени № 33
9,99
10,50
-4,86
0
0
36
Без имени № 36
10,22
10,50
-2,69
0
0
37
Без имени № 29
10,71
11,00
-2,63
0
0
38
Без имени № 40
218,45
220,00
-0,70
0
0
39
Без имени № 24
218,45
220,00
-0,70
0
0
40
Без имени № 47
218,45
220,00
-0,70
0
0
41
Без имени № 38
218,45
220,00
-0,70
0
0
42
Без имени № 46
217,62
220,00
-1,08
0
0
43
Без имени № 42
224,63
220,00
2,11
0
0
44
Без имени № 26
224,63
220,00
2,11
0
0
45
Без имени № 41
223,31
220,00
1,50
0
0
46
Без имени № 53
110,98
110,00
0,83
0
0
47
Без имени № 37
110,98
110,00
0,83
0
0
48
Без имени № 34
10,50
10,50
0,25
0
0
49
Без имени № 69
111,33
110,00
1,21
0
0
50
Без имени № 67
111,33
110,00
1,21
0
0
51
Без имени № 68
111,33
110,00
1,21
0
0
52
Без имени № 63
108,00
110,00
-1,82
0
0
53
Без имени № 58
108,00
110,00
-1,82
0
0
54
Без имени № 59
108,00
110,00
-1,82
0
0
55
Без имени № 61
108,00
110,00
-1,82
0
0
56
Без имени № 62
108,00
110,00
-1,82
0
0
57
Без имени № 76
112,57
110,00
2,34
0
0
58
Без имени № 75
112,57
110,00
2,34
0
0
59
Без имени № 55
112,57
110,00
2,34
0
0
60
Без имени № 56
112,57
110,00
2,34
0
0
61
Без имени № 57
112,57
110,00
2,34
0
0
62
Без имени № 74
112,57
110,00
2,34
0
0
63
Без имени № 43
114,46
110,00
4,05
-21,90
0
64
Без имени № 49
10,56
11,00
-3,96
0,10
0
65
Без имени № 50
217,62
220,00
-1,08
0
0
66
Без имени № 78
218,22
220,00
-0,81
0
0
67
Без имени № 45
218,22
220,00
-0,81
0
0
68
Без имени № 73
209,93
220,00
-4,58
0
0
69
Без имени № 39
209,93
220,00
-4,58
0
0
70
Без имени № 44
10,60
11,00
-3,64
-1,20
0
71
Без имени № 48
223,31
220,00
1,50
0
0
72
Без имени № 70
36,44
35,00
4,11
0
0
73
Без имени № 54
0,40
0,40
0,83
0
0
74
Без имени № 71
35,72
35,00
2,06
0
0
75
Без имени № 60
0,41
0,40
2,50
0
0
76
Без имени № 51
229,79
230,00
-0,09
0
0
77
Без имени № 52
10,49
10,50
-0,06
0
0
78
Без имени № 72
10,53
11,00
-4,23
0
0
79
Без имени № 65
10,88
11,00
-1,09
0
0
80
Без имени № 66
0,40
0,40
0,60
0
0
81
Без имени № 84
115,46
110,00
4,97
0
0
82
Без имени № 83
115,46
110,00
4,97
0
0
83
Без имени № 89
0,41
0,40
2,50
0
0
84
Без имени № 86
0,40
0,40
0,61
0
0
85
Без имени № 85
0,40
0,40
0,61
0
0
86
Без имени № 93
212,57
220,00
-3,37
0
0
87
Без имени № 77
212,57
220,00
-3,37
0
0
88
Без имени № 92
212,57
220,00
-3,37
0
0
89
Без имени № 81
212,57
220,00
-3,37
0
0
90
Без имени № 88
0,40
0,40
0,95
0
0
91
Без имени № 82
0,40
0,40
0,95
0
0
92
Без имени № 80
0,40
0,40
0,95
0
0
93
Без имени № 64
10,49
10,00
4,94
0,20
0
94
Без имени № 91
36,37
35,00
3,92
0
0
95
Без имени № 79
10,53
10,50
0,28
0
0
96
Без имени № 102
112,35
110,00
2,13
0
0
97
Без имени № 101
112,35
110,00
2,13
0
0
98
Без имени № 90
0,41
0,40
2,29
0
0
99
Без имени № 109
107,32
110,00
-2,43
0
0
100
Без имени № 106
107,32
110,00
-2,43
0
0
101
Без имени № 107
107,32
110,00
-2,43
0
0
102
Без имени № 108
107,32
110,00
-2,43
0
0
103
Без имени № 94
10,69
11,00
-2,82
0
0
104
Без имени № 96
10,69
11,00
-2,82
0
0
105
Без имени № 97
213,70
220,00
-2,86
0
0
106
Без имени № 95
213,78
220,00
-2,57
0
0
107
Без имени № 103
110,39
110,00
0,36
0
0
108
Без имени № 104
0,40
0,40
0,28
0
0
109
Без имени № 105
113,99
110,00
3,63
0
0
110
Без имени № 87
0,42
0,40
3,86
0
0
111
Без имени № 120
108,31
110,00
-1,53
0
0
112
Без имени № 119
108,31
110,00
-1,53
0
0
113
Без имени № 111
36,80
38,50
-4,95
0
0
114
Без имени № 99
214,24
220,00
-2,62
0
0
115
Без имени № 110
36,98
38,50
-3,94
0
0
116
Без имени № 127
9,62
10,00
-3,85
0
0
117
Без имени № 126
0,39
0,40
-3,01
0
0
118
Без имени № 123
0,40
0,40
-0,85
0
0
119
Без имени № 113
36,17
38,50
-4,81
0
0
120
Без имени № 114
214,56
220,00
-2,47
0
0
121
Без имени № 98
214,56
220,00
-2,47
0
0
122
Без имени № 115
214,56
220,00
-2,47
0
0
123
Без имени № 100
214,56
220,00
-2,47
0
0
124
Без имени № 122
0,38
0,40
-3,77
0
0
125
Без имени № 112
36,18
38,50
-4,83
0
0
126
Без имени № 121
0,39
0,40
-3,08
0
0
127
Без имени № 125
0,41
0,40
2,50
0
0
128
Без имени № 118
115,15
121,00
-4,83
0
0
129
Без имени № 128
216,73
220,00
-1,48
0
0
130
Без имени № 116
216,73
220,00
-1,48
0
0
131
Без имени № 130
6,50
6,60
-1,51
0
0
132
Без имени № 129
212,34
220,00
-3,48
0
0
133
Без имени № 117
212,34
220,00
-3,48
0
0
134
Без имени № 133
6,70
6,60
1,51
0
0
135
Без имени № 124
0,41
0,40
2,49
0
0
136
Без имени № 136
0,39
0,40
-3,41
0
0
137
Без имени № 134
0,39
0,40
-3,41
0
0
138
Без имени № 135
0,39
0,40
-3,41
0
0
139
Без имени № 138
0,40
0,40
0,53
0
0
140
Без имени № 139
209,74
220,00
-4,66
0
0
141
Без имени № 131
209,74
220,00
-4,66
0
0
142
Без имени № 137
0,40
0,40
0,85
0
0
143
Без имени № 140
218,20
220,00
-0,82
0
0
144
Без имени № 132
218,20
220,00
-0,82
0
0
145
Без имени № 141
221,65
230,00
-3,63
0
0
146
Без имени № 142
116,14
121,00
-4,01
0
0
147
Без имени № 148
210,89
220,00
-4,14
0
0
148
Без имени № 143
210,89
220,00
-4,14
0
0
149
Без имени № 145
10,53
11,00
-4,27
0
0
150
Без имени № 147
218,28
220,00
-0,87
0
0
151
Без имени № 144
218,28
220,00
-0,87
0
0
152
Без имени № 156
115,95
121,00
-4,17
0
0
153
Без имени № 157
6,55
6,60
-0,75
0
0
154
Без имени № 154
115,95
121,00
-4,17
0
0
155
Без имени № 155
6,55
6,60
-0,75
0
0
156
Без имени № 153
110,12
110,00
0,12
0
0
157
Без имени № 152
110,12
110,00
0,12
0
0
158
Без имени № 146
0,40
0,40
-0,69
0
0
159
Без имени № 159
110,40
110,00
0,36
0
0
160
Без имени № 158
110,40
110,00
0,36
0
0
161
Без имени № 151
0,40
0,40
0,45
0
0
162
Без имени № 149
116,32
121,00
-3,87
0
0
163
Без имени № 150
6,50
6,60
-1,51
0
0
164
Без имени № 161
10,00
10,00
-0,48
0
0
165
Без имени № 160
225,20
230,00
-2,08
0
0
166
Без имени № 162
0,40
0,40
-0,99
0
0
167
1 секция 10-кВ Чапаевка
10,10
10,00
1,02
0,01
0
168
1 секция 10-кВ Чапаевка
10,10
10,00
1,02
0,10
0
169
ОСШ-110 кВ Чапаевка
110,92
110,00
0,98
0
0
170
2 секция 10-кВ Чапаевка
10,15
10,00
1,22
0,03
0,01
171
2 секция 10-кВ Чапаевка
10,15
10,00
1,20
0,06
0
172
1 СШ 110 кВ Чапаевка
110,40
110,00
0,30
31,00
9,00
173
2 СШ 110 кВ Чапаевка
110,12
110,00
0,12
22,00
10,60
174
I ОСШ-220 кВ Сов.Соснинская
218,89
220,00
-0,51
3,00
1,00
175
II ОСШ-220 кВ Сов.Соснинская
218,28
220,00
-0,59
3,00
1,00
176
ОСШ 220-кВ Чапаевка
219,74
220,00
-0,19
0
0
177
2 секция КРУ-10 Раскино
9,87
10,00
-1,28
0,54
0,22
178
1 секция КРУ-10 Раскино
9,66
10,00
-3,37
0,54
0,23
179
2 секция КРУ-10 Раскино
9,87
10,00
-1,28
0,06
0,06
180
1 секция КРУ-10 Раскино
9,66
10,00
-3,37
0,03
0,03
181
2 секция 220-кВ Чапаевка
210,20
220,00
-4,45
0
0
182
1 секция 220-кВ Чапаевка
209,74
220,00
-4,66
0
0
183
1 секция 10 кВ Вертикос
9,66
10,00
-3,41
0,45
0,24
184
1 секция 10 кВ Вертикос
9,66
10,00
-3,41
0,09
0,03
185
2 секция 10 кВ Вертикос
9,66
10,00
-3,41
1,40
0,90
186
2 секция 10 кВ Вертикос
9,66
10,00
-3,41
0,20
0,30
187
1 секция 10 кВ Парабель
9,92
10,00
-8,85
0,60
0,69
188
1 секция 220 Раскино
212,34
220,00
-3,48
0
0
189
2 секция 220 кВ Раскино
216,73
220,00
-1,48
0
0
190
1 секция 10 кВ Парабель
9,62
10,00
-3,65
0
0
191
1 секция 10-кВ Завьялово
10,35
10,00
3,50
0,09
0,05
192
2 секция 10 кВ Парабель
10,22
10,00
2,29
2,95
1,49
193
2 секция 10-кВ Завьялово
10,25
10,00
2,50
0,23
0,07
194
1 секция 10-кВ Завьялово
10,25
10,00
2,50
0,06
0,03
195
2 секция 10 кВ Парабель
10,22
10,00
2,31
0,04
0,03
196
2 секция 10-кВ Завьялово
10,35
10,00
3,72
0,02
0,01
197
1 секция 10-кВ Каргасок
9,62
10,00
-3,77
1,66
0,64
198
2 секция 10-кВ Каргасок
9,69
10,00
-3,08
0,08
0,06
199
ОСШ-220 кВ Вертикос
214,56
220,00
-2,47
0
0
200
1 секция 10-кВ Каргасок
9,62
10,00
-3,77
1,09
0,42
201
2 секция 10-кВ Каргасок
9,69
10,00
-3,08
1,05
0,43
202
1 СШ 110 кВ Парабель
109,53
110,00
-0,43
0,08
0,04
203
2 СШ 110 кВ Парабель
106,31
110,00
-4,08
81,00
13,10
204
1 секция 220 кВ Вертикос
214,56
220,00
-3,02
0
0
205
2 секция 220 кВ Вертикос
214,56
220,00
-3,02
0
0
206
ОСШ 110 кВ Парабель
109,31
110,00
-0,51
0
0
207
1 секция 10-кВ Чажемто
9,69
10,00
-3,13
2,14
1,80
208
1 СШ 220 кВ Завьялово
214,20
220,00
-3,25
0
0
209
2 СШ 220 кВ Завьялово
214,24
220,00
-3,26
0
0
210
1 секция 10-кВ Чажемто
9,69
10,00
-3,13
0
0
211
1 СШ 220-кВ Каргасок
213,70
220,00
-4,41
0
0
212
2 СШ 220-кВ Каргасок
213,78
220,00
-4,37
0
0
213
2 секция 10-кВ Чажемто
10,03
10,00
0,28
4,52
0
214
2 секция 10-кВ Чажемто
10,03
10,00
0,28
0
0
215
2 СШ 110 кВ Чажемто
107,32
110,00
-2,43
21,77
4,96
216
ОСШ 220 кВ Парабель
212,57
220,00
-3,37
0
0
217
1 СШ 110 кВ Чажемто
110,39
110,00
0,36
0,50
0
218
1 секция 110-кВ Мельниково
113,99
110,00
3,63
1,83
13,17
219
2 секция 110-кВ Мельниково
112,35
110,00
2,13
7,53
7,73
220
2 СШ 220 кВ Парабель
212,57
220,00
-3,37
0
0
221
1 СШ 220 кВ Парабель
212,57
220,00
-3,37
0
0
222
2 секция 10-кВ Восточная
10,28
10,00
2,81
9,46
3,66
223
КРУ-10 Мельниково
10,23
10,00
2,29
0
0
224
2 секция 10-кВ Восточная
10,28
10,00
2,81
2,68
0,99
225
1 СШ 35 кВ Восточная
36,37
35,00
3,92
14,80
8,46
226
КРУ 10 Мельниково
10,39
10,00
3,86
0
0
227
ОСШ 220 кВ Чажемто
218,22
220,00
-0,81
0
0
228
ОСШ 110 кВ Восточная
114,33
110,00
3,93
0
0
229
1 секция 220-кВ Чажемто
218,22
220,00
-0,81
0
0
230
2 секция 220-кВ Чажемто
219,93
220,00
-0,03
0
0
231
1 секция 10 кВ Асино
10,06
10,00
0,60
1,43
0,13
232
1 секция 110 кВ Асино
112,54
110,00
2,31
13,98
8,04
233
2 секция КРУ-10 Орловка
10,28
10,00
2,78
0,05
0,06
234
2 секция КРУ-10 Орловка
10,28
10,00
2,78
0
0
235
1 секция КРУ-10 Орловка
10,30
10,00
3,01
0,27
0,10
236
2 СШ 110 кВ Восточная
113,33
110,00
3,03
15,19
12,72
237
2 секция 35-кВ Орловка
35,72
35,00
0,77
1,16
0,20
238
1 секция КРУ-10 Орловка
10,30
10,00
3,01
0
0
239
1 секция 35-кВ Орловка
35,44
35,00
1,25
2,65
1,27
240
ОСШ-110 кВ Асино
111,56
110,00
1,42
0
0
241
1 СШ 110 кВ Восточная
108,00
110,00
-1,82
146,50
71,55
242
2 секция 110 кВ Асино
111,56
110,00
1,43
14,84
20,51
243
2 секция 220-кВ Орловка
225,78
220,00
2,63
0
0
244
2 секция 220-кВ Орловка
225,78
220,00
2,63
0
0
245
1 секция 220-кВ Орловка
225,78
220,00
2,63
0
0
246
1 СШ 220 кВ Восточная
223,75
220,00
1,71
48,92
16,49
247
ОСШ-220 Асино
226,34
220,00
2,88
0
0
248
2 СШ 220 кВ Восточная
223,75
220,00
1,71
49,06
38,20
3.2 Мероприятия по резервированию питания
Рассмотрим возможные аварийные нарушения режима электрической сети. Наиболее распространены отключения линий напряжением 10кВ подстанции. Рассмотрим варианты отключения линий и определим необходимые мероприятия по резервированию питания .
характер аварийной ситуации
Мероприятия по резервированию питания потребителей
Мероприятия по введению параметров режима в допустимую область
1. Отключение одной из линий10кВпитающих отходящий фидер ПС Вишневская
Отключение поврежденной линии разъединителем, включение ремонтной перемычки, включение выключателя 10 кВ
Повышение напряжения на шинах 10кВпри помощи ПБВ трансформатора
2. Отключение одной из линий 110кВ питающих ПС Вишневская
Включение разъединителей ремонтной перемычки, включение выключателя 35 кВ МСВ-35 кВ
Повышение напряжения на шинах 10 кВ при помощи ПБВ трансформаторов.
3. Отключение одного из трансформаторов 110/35/10 кВ ПС Вишневская
На ПС 110/35/10 кВ Вишневская откл В-35 кВ Трансформатора отключение В-10 кВ трансформатора,включение МСВ-10 кВ
Повышение напряжения на шинах 10 кВ при помощи ПБВ трансформаторов
характер аварийной ситуации
Мероприятия по резервированию питания потребителей
Мероприятия по введению параметров режима в допустимую область
4. Отключение одной из линий 10 кВ питающейся от ПС Вишневская 110/35/10 кВ
Отключение поврежденной линии МВ-10 кВ
Повышение напряжения на шинах 10 кВ при помощи РПН трансформатора
5. Отключение одного ТН-10 кВ питающегося от шин секции 10 кВ ПС Вишневская
Включение автомата подающего питание на ТН с другой секции 10 кВ
Следить за показаниями приборов в ячейке ввода ТН
6. Отключение одного из ТСН питающегося от шин 10 кВ трансформатора
Включение АВР резервирующего ТСН в цепях оперативного тока
Следить за показанием приборов в цепях операт ивного тока ТСН
7. Отключение одной из секций 10 кВ питающихся от трансформатора
Отключение поврежденной секции МВ-35 кВ трансформатора,МВ-10 кВ трансформатора и подачей сигнала на запрет включения МСВ-10 кВ
Понижение напряжения на трансформаторе при помощи РПН трансформатора
Вывод: по результатам расчета нормального режима электрической сети отклонение напряжения в различных узлах исследуемой сети в пределах нормы.
3.3 Оценка пропускной способности
Пропускная способность электрической сети — Максимальное длительно допустимое работы электрической системы.
Увеличение пропускной способности электрических сетей — очень важный, актуальный аспект в вопросе надежного функционирования электросетевого комплекса в условиях постоянного роста потребления, а значит и роста нагрузки на электрические сети. один из путей решения этой задачи — добиться максимальной компенсации реактивной энергии, которая добавляет нагрузки на электросетевые объекты. Дело в том, что помимо так называемой «полезной», активной электроэнергии, по линиям передач транспортируется и реактивная электроэнергия, которая не была использована потребителем и возвращается по тем же линиям к источнику питания. Такие «прогулки» реактивной электроэнергии дополнительно загружают сети, уменьшают пропускную способность активной, востребованной потребителями электроэнергии.
Для исследования пропускной способности загрузим конечные подстанции в ветви на
.
Оценим пропускную способность ВЛЭП в направлении Томская-Парабель.
Для энергосистемы расчет проводится с введением в допустимую область.
Введение параметров в допустимую область сводится к регулировке напряжения на подстанциях. Допустимое отклонение напряжения на шинах потребителя в нормальном режиме в большую или меньшую сторону: 5% от номинального напряжения, ток в линии не должен превышать допустимых значений.
Расчётные данные оценки пропускной способности в направлении Томская-Парабель приведены в приложении Б.
3.4 Мероприятия по увеличению пропускной способности электрических сетей
Для снижения потребления реактивной мощности при эксплуатации электроустановок рекомендуются следующие мероприятия:
-упорядочение технологического процесса, ведущее к улучшению энергетического режима оборудования и к снижению расчетного максимума реактивной нагрузки;
-сокращение холостой работы асинхронных электродвигателей, сварочных трансформаторов и других электроприемников путем внедрения ограничителей холостого хода;
-замена или отключение трансформаторов, загруженных менее чем на 30% их номинальной мощности, если это допускается по условиям режима работы сети электроприемников;
-замена по возможности загруженных менее чем на 60% асинхронных электродвигателей электродвигателями меньшей мощности при условии технико-экономического обоснования;
-замена асинхронных электродвигателей синхронными, допустимая по условиям работы электропривода, если асинхронные электродвигатели подлежат демонтажу вследствие износа, изменения технологического процесса или возможности использования в других установках, не нуждающихся в искусственной компенсации реактивных нагрузок, а также в других случаях, если замена обоснована технико-экономическими расчетами;
-понижение напряжения у малозагруженных асинхронных электродвигателей путем переключения статорной обмотки с треугольника на звезду, секционирования статорных обмоток; понижение напряжения в сетях, питающих асинхронные электродвигатели, путем переключения ответвлений цехового трансформатора;
-повышение качества ремонта электродвигателей (недопустимы обточка ротора, уменьшение числа проводников в пазу, расточка пазов, выжигание обмотки).
Для преобразовательных установок, получающих все более широкое распространение на промышленных предприятих, снижение реактивной мощности может быть достигнуто уменьшением угла открывания вентилей и пределов его регулирования, несимметричным управлением вентилями, применением схем с искусственной коммутацией.
Мероприятия по снижению потребления реактивной мощности электроприемниками, проводимые на предприятиях, снижают суммарную реактивную нагрузку обычно не более чем на 10%. Поэтому основная роль отводится компенсирующим устройствам.
Компенсирующими установками являются: косинусные конденсаторы, синхронные электродвигатели, синхронные компенсаторы, компенсационные преобразователи. Преимущественное применение на промышленных предприятиях получили косинусные конденсаторы и синхронные электродвигатели.
Косинусные конденсаторы изготовляются следующих типов: КМ, КМ2, КМА, КМ2А, КС, КС2, КСА, КС2А, где К означает косинусный,
М и С — с пропиткой минеральным маслом или синтетическим жидким диэлектриком,
А — исполнение для наружной установки (без буквы А — для внутренней),
2 — исполнение в корпусе второго габарита (без цифры 2 — в корпусе первого габарита).
После обозначения типа конденсатора цифрами указываются его номинальное напряжение (кВ) и номинальная мощность (квар).
Так, например, КМ-0,38-26 расшифровывается как конденсатор косинусный (для компенсации реактивной мощности в сети переменного тока с частотой 50 Гц), с пропиткой минеральным маслом, для внутренней установки, первого габарита, на напряжение 380 В, мощностью 26 квар.
В IV серии конденсаторы мощностью 37,5 и 75 квар заменяются конденсаторами мощностью 50 и 100 квар при тех же габаритных размерах.
Промышленность изготавливает комплектные конденсаторные установки на напряжение 380 В для внутренней установки и на напряжение 6-10 кВ — для внутренней и наружной установки. Большинство типов этих установок оборудовано устройствами для одно- и многоступенчатого автоматического регулирования мощности.
Все более широкое применение находит автоматическое устройство регулирования мощности конденсаторных батарей типа АРКОН. Оно позволяет включать и отключать секции конденсаторных батарей в зависимости от следующих параметров: реактивной мощности, напряжения сети, напряжения сети и тока.
«Указания по компенсации реактивной мощности в распределительных сетях» предусматривают контроль следующих показателей режима реактивной мощности:
а) наибольшей реактивной мощности, потребляемой за получасовой период в режиме наибольшей активной нагрузки энергосистемы;
б) реактивной энергии, выданной в сеть энергосистемы за период ночного провала графика активной нагрузки энергосистемы.
Периоды наибольшей активной нагрузки энергосистемы и ночного провала графика ее нагрузки должны указываться энергоснабжающей организацией в договоре на отпуск электроэнергии потребителю.
Для экономического стимулирования потребителей за проведение мероприятий по компенсации реактивной мощности применяются скидки с тарифа на электрическую энергию и надбавки к нему.
4. анализ работы РЗ и АВР на участке Парабель — Вертикос
4.1 Общие положения
Кризис, с одной стороны, подкосил отечественную энергетику, но, с другой — ее спас. Такую парадоксальную мысль высказал вчера во время дискуссии в Торгово-промышленной палате директор Института энергетических исследований ран Алексей Макаров. «Вспомните, как летом 2008 года в разгар развития производства профессионалы со страхом ждали зимы, — напомнил он. — Тогда у многих была уверенность, что устаревшая, а местами и выработавшая свой ресурс энергосистема России попросту посыплется. Однако производства остановились, и этого не произошло». Но сейчас потребление энергии неуклонно растет. Так что столь внезапно пришедшее «спасение» — всего лишь отодвинутая проблема.
По словам директора Энергетического института им. Кржижановского Эдуарда Волкова, за 15 лет потери электроэнергии в отечественных сетях увеличились более чем в 1,5 раза. В то же время и штатный коэффициент (удельная численность персонала на 1 МВт установленной мощности) увеличился в те же 1,5 раза. Неуклонно растут и тарифы, но качество от этого не увеличивается. Кстати, нелишним будет вспомнить, что за те же 15 лет доля морально и физически устаревшего оборудования в российской электроэнергетике увеличилась до 40 процентов.
В настоящее время в энергосистемах России в эксплуатации находится более 1,5 млн. устройств релейной защиты и электроавтоматики (РЗА). Подавляющую часть этих устройств составляют электромеханические устройства. Около 12 лет назад началось внедрение в эксплуатацию микроэлектронных и около пяти лет — микропроцессорных устройств РЗА. Доля их пока еще невелика и составляет на начало 2009 г. около 2,5 %.
Более одной трети эксплуатируемых устройств РЗА физически и морально устарело и требует замены.
Не надо быть крупным специалистом в области электротехники, чтобы понять: устройства защиты должны срабатывать вне зависимости от того, какими причинами вызван сбой в системе. Их назначение — локализовать источник аварии и не допустить ее распространения на всю остальную энергосистему. например, при возникновении перегрузки сети устройства защиты должны обеспечивать снижение нагрузки путем отключения потребителей второй и третий категорий .
Для повышения надежности энергоснабжения на участке Парабель — Вертикос необходимо модернизировать и заменить устаревшее силовое, коммутационное и вспомогательное оборудование на подстанциях Каргасок и Завьялово.
4.2 Рекомендации по выбору РЗ и экономическое обоснование модернизации объекта
Разработка перечня устройств РЗА. Релейная защита является важнейшей частью автоматики трансформаторной подстанции. Она позволяет обнаруживать и локализовывать поврежденный участок электрической сети. Это дает возможность не допустить дальнейшего развития аварийной ситуации и спасти энергосеть от глобальных разрушений. Кроме того, релейная защита сигнализирует о возникновении ненормальных режимов. Присутствие релейной защиты и автоматики в сети обязательно, так как позволяет в большинстве случаев обеспечить качественное и бесперебойное снабжение потребителей электроэнергией, уменьшить разрушения при аварии и свести до минимума ущерб от недоотпуска энергии.Основной защитой трансформаторов является дифференциальная защита, которая выполняется на основе реле ДЗТ — 11. Токовая отсечка осуществляется на реле типа РТ — 40, а максимальная токовая защита — на реле РТ — 80. Газовая защита выполнена на основе реле ПГ — 22.
В качестве основных реле применяются реле тока и напряжения. В качестве вспомогательных реле применяются реле времени, промежуточные и указательные реле.
Таблица. Перечень устройств РЗА.
№п.п
Наименование работ и аппаратуры
Тип оборудования
Кол-во
1
Дифференциальное реле
ДЗТ-11
4
2
Универсальный переключатель
УП5315/А165
6
3
Реле минимального напряжения
РНВ
9
4
Реле напряжения
РН — 50
9
5
Трансформатор напряжения
НТМИ-10
14
6
Реле времени
ЭВ-144
8
7
Промежуточное реле
РП-23
6
8
Газовое реле
ПГ-22
3
9
Указательное реле
РУ-21
6
10
Промежуточное реле
РП-251
12
11
Трансформатор тока до 20 кВ
ТШЛ
6
12
Реле частоты
РЧ-1
12
13
Комплект защиты
КЗ-10
18
14
автомат
АВМ
6
15
Токовое реле
РТ — 40/Ф
6
16
Реле повторного включения
РПВ-58
5
17
автомат серии
А3700
4
18
Выключатель напряжения >10 кВ
3
19
Комплект защиты
КЗ-34
2
4.2.1 Определение трудоемкости ремонта и обслуживания устройств РЗА
Для высоковольтных присоединений предусмотрен цикл продолжительностью 3 года (в отрасли машиностроения) и 6 лет (в отрасли металлургии). В течение этого цикла производится одна капитальная проверка и 2 или 5 соответственно текущих проверок.
Трудоемкость ремонта устройств РЗА, содержащихся на подстанции, сводится в таблицу .
Таблица. Трудоемкость обслуживания устройств РЗА.
№п.п
Наименование работ и аппаратуры
Тип оборудования
Кол-во
Трудоемкость, н-час
Единицы
Всего
1
Дифференциальное реле
ДЗТ-13
4
6,1
24,4
2
Универсальный переключатель
УП5315/А165
6
1,8
10,8
3
Реле минимального напряжения
РНВ
9
1,8
16,2
4
Реле напряжения
РН — 50
9
1,8
16,2
5
Трансформаор напряжения
НТМИ-10
14
3
42
6
Реле времени
ЭВ-144
8
1,2
9,6
7
Промежуточное реле
РП-23
6
1
6
8
Газовое реле
ПГ-22
3
9,5
28,5
9
Указательное реле
РУ-21
6
0,4
2,4
10
Промежуточное реле
РП-251
12
1
12
11
Трансформатор тока до 20 кВ
ТШЛ
6
2,8
16,8
12
Реле частоты
РЧ-1
12
7,3
87,6
13
Комплект защиты
КЗ-10
18
18
324
14
автомат
АВМ
6
5,5
33
15
Токовое реле
РТ — 40/Ф
6
2,1
12,6
16
Реле повторного включения
РПВ-58
5
2,6
13
17
автомат серии
А3700
4
5,6
22,4
18
Выключатель напряжения >10 кВ
3
11
33
19
Комплект защиты
КЗ-34
2
14,6
29,2
Итого
739,7
4.2.2 Баланс использования рабочего времени одного среднесписочного рабочего
Баланс использования рабочего времени одного рабочего составляется исходя из пятидневной недели. При этом учитывается, что в текущем 2010-м году количество выходных дней составляет 106, а число праздничных дней, не попадающих на выходные, составляет 7.
Таблица. Баланс рабочего времени.
№п.п
Наименование элементов баланса рабочего времени
Дни
Часы
1
Календарный фонд рабочего времени
366
2928
2
Выходные и праздничные дни
114
912
3
Номинальный фонд рабочего времени (1)-(2)
252
2016
4
Невыходы, всего
37,5
300
В том числе:
отпуска очередные и дополнительные
30
240
болезни
5
40
служебные командировки
2
16
с разрешения администрации
0,5
4
5
Плановый фонд рабочего времени (без учета внутрисменных потерь), (3)-(4)
214,5
1716
6
Внутрисменные потери времени:
1,5
12
Из-за сокращенного дня подростков
1
8
Из-за сокращенного дня на вредных работах
0,5
4
7
Эффективный (плановый) фонд раб времени (5)-(6)
213
1704
8
Средняя продолжительность рабочего дня
(7 в часах)/(5 в днях)
7,94
63,55
9
Коэффициент использования рабочего времени (7)/(3)
0,85
4.2.3 Расчет численности рабочих по обслуживанию устройств РЗА
Численность рабочих по обслуживанию средств РЗА рассчитывается исходя из трудоемкости обслуживания всех элементов, включенных в перечень. Сначала рассчитывается явочная численность рабочих:
где Тобсл. — суммарная трудоемкость обслуживания РЗА. н-час;
НФВ — номинальный фонд рабочего времени, часов в год на одного рабочего;
Кн — коэффициент выполнения нормы, Кн = 1,11,2.
Списочная численность рабочих:
где Ки — коэффициент использования рабочего времени .
Так как для одной подстанции численность персонала по обслуживанию средств РЗА незначительна, то количество руководителей и специалистов лаборатории РЗА не планируется. В заключение составляется штатная ведомость рабочих.
Таблица. Штатная ведомость рабочих
Наименование профессии
Разряд
Тар. ставка 1час, руб
Гр. работы
%прем.
Дни проп. отпуска
К-во смен
Численность
Электромонтер СРЗА
9
4
5 дней
40
37,5
1
1
4.2.4 Расчет годового фонда заработной платы
Фонд оплаты состоит из основной и дополнительной заработной платы. Для рабочих-повременщиков по обслуживанию РЗА основная — тарифная часть, рассчитанная по тарифным ставкам. Дополнительные — доплаты, в соответствии с трудовым законодательством, премиальные выплаты. Для металлургических предприятий — 10%, для машиностроительных — 11,4% от основной.
От фонда оплаты труда рассчитываются отчисления на государственное страхование — 32%, на социальное страхование — 4%, в фонд занятости — 1,5%
Расчет основного фонда заработной платы:
Зпл.осн.= ТС · ЭФВ · ПППсл= 4·10·4300 = 172000 руб.
Дополнительный фонд заработной платы:
Зпл.тар = Зпл.осн
Премия за производственные достижения:
Зпл.прем.=%Прем · Зпл.тар = 0,4 ·172000 =68800 руб.
Оплата отпуска:
руб.
Оплата времени выполнения государственных и общественных обязанностей:
руб.
Дополнительный фонд заработной платы:
Зпл.доп.= Зпл.отп. + Зпл.гос.обяз. + Зпл.прем = 16500+ 471 + 68800 = 85771 руб.
Годовой фонд заработной платы:
Зпл.год.= Зпл.осн + Зпл.доп.= 172000 + 85771 = 257771 руб.
Зарплата среднемесячная:
руб.
4.2.5 Расчет капитальных затрат на систему устройств РЗА
Для определения затрат на приобретение электрического оборудования составляется смета-спецификация в которой приводится перечень всех средств РЗА, установленных на проектируемой подстанции, их техническая характеристика, количество, цена единицы электрического оборудования (затраты принимаются исходя из практики работы лабораторий РЗА соответствующих предприятий). Все данные сводятся в таблицу , после чего производится подсчет стоимости каждого типа оборудования и стоимость всего релейного оборудования проектируемой подстанции в целом.
Кроме затрат на приобретение оборудования РЗА к капитальным затратам относится также сумма денежных средств, предназначенных на доставку, монтажные работы и заготовительно-складские расходы и плановые накопления.
Транспортные расходы составляют 20% от стоимости проектируемых устройств РЗА:
Зтр= 0,2 · 556878= 111376 руб.
Монтажные работы (10% стоимости):
Зст-м = 0,1 · 556878 =55688 руб.
Заготовительно-складские расходы (3% от суммы монтажных и транспортных расходов):
Зз-с= 0,03 · (111376+ 55688) =5011 руб.
Затраты на плановые накопления (10% от стоимости монтажных работ):
Зпл.н= 0,1 · 55688 = 5568 руб.
Таким образом, общая сумма капиталовложений на оборудование проектируемой подстанции средствами РЗА составляет:
Зобщ = Зэ + Зтр + Зст.м + Зз.с + Зпл.н = 23779 + 11889 + 1070 + 1189 + 118894 = 156 820 руб.
4.2.6 Расчет годовых эксплуатационных расходов по обслуживанию средств РЗА
Годовые эксплуатационные расходы по обслуживанию средств РЗА включают в себя:
Амортизационные отчисления от капитальных затрат на установку средств РЗА;
Основная заработная плата рабочих;
Дополнительная заработная плата рабочих;
]]>