Разработка макета информационной и режимной модели электрических сетей 220 кВ

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Содержание

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 П С 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 2×200+2×63+2×52 MBАр трансформаторных мощностей на ПС 220 кВ Восточнаяая, а также 3×63 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 П С Томская — П С 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 деятельности.

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 37 996тыс. МВА.

Протяженность ВЛ-0,4−500 кВ — 24 876,5 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 деятельности. 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 деятельности 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 системы

Многие предприятия, организации и службы, работающие в сфере электроэнергетики, рано или поздно сталкиваются с проблемами все возрастающей сложности организации и планирования технической деятельности. 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 деятельности 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: представление объектов и оборудования на схемах, планах сооружений и картах местности; представление технических паспортов объектов и оборудования, а также их составных частей; представление эксплуатационной информации (описания ремонтов, осмотров, испытаний, работ, неисправностей и т. п.), представление документации по объектам и текущей документации, формируемой в процессе эксплуатации.

Решение задач, связанных с точным расположением трасс линий электропередач и планов подстанций на карте местности. На базе такого представления решаются следующие 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 представление трасс линий в требуемых системах координат для решения задач согласования землепользования и межевого 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 В Л 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 (отчёт) 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 П С 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 значение мощности, которое может быть передано через контролируемое сечение при данных условиях 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 = 172 000 руб.

Дополнительный фонд заработной платы:

Зпл. тар = Зпл. осн

Премия за производственные достижения:

Зпл. прем. =%Прем · Зпл. тар = 0,4 ·172 000 =68 800 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 = 16 500+ 471 + 68 800 = 85 771 руб.

Годовой фонд заработной платы:

Зпл. год. = Зпл. осн + Зпл. доп. = 172 000 + 85 771 = 257 771 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 · 556 878= 111 376 руб.

Монтажные работы (10% стоимости):

Зст-м = 0,1 · 556 878 =55 688 руб.

Заготовительно-складские расходы (3% от суммы монтажных и транспортных расходов):

Зз-с= 0,03 · (111 376+ 55 688) =5011 руб.

Затраты на плановые накопления (10% от стоимости монтажных работ):

Зпл. н= 0,1 · 55 688 = 5568 руб.

Таким образом, общая сумма капиталовложений на оборудование проектируемой подстанции средствами РЗА составляет:

Зобщ = Зэ + Зтр + Зст. м + Зз. с + Зпл. н = 23 779 + 11 889 + 1070 + 1189 + 118 894 = 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;

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой