Уфимская ТЭЦ-1

10.doc

Целью данной работы была разработка наиболее оптимального по экономическому критерию и по надежности электроснабжения потребителей варианта развития электрической сети а также проектирования понижающей подстанции 11010кВ и релейной защиты трансформатора. В процессе проектирования было разработано четыре варианта развития электросети один из которых после технико-экономического сопоставления и предварительных расчетов был подвергнут окончательному расчету с помощью ЭВМ.
Также было выполнено:
-выбор понижающих трансформаторов на подстанции;
-расчет токов короткого замыкания;
-выбор главной схемы подстанции;
-выбор аппаратуры подстанции включающий в себя:
-выбор коммутационной аппаратуры;
-выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения;
-выбор токоведущих частей;
-выбор трансформаторов собственных нужд;
-расчет затрат по укрупненным показателям;
-расчет релейной защиты силовых трансформаторов на спроектированной подстанции;
расчет грозозащиты подстанции.
Результаты расчета установившихся режимов сети
выполненные в программе «RASTR»
Потокораспределение в нормальном и аварийных режимах.
Режим максимальных нагрузок
Аварийный режим – отключение энергоблока ГРЭС
Аварийный режим – отключение одной из питающих линий 9 – 10.
Аварийный режим – отключение одного из трансформаторов на
расчитывемой подстанции № 10
Аварийный режим – отключение одной линии системообразующей
Аварийный режим – отключение одного автотрансформатора связи
011010 кВ. в узле № 3
Расчеты токов короткого замыкания выполненные в программе
Тепловой режим работы трансформаторов в зимний и летний периоды
выполненный в программе «TRANS»
Cхема замещения проектируемого района электрической сети.

ТРансформаторы.doc

5. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается как правило установка двух трансформаторов (автотрансформаторов). Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей III категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.
Необходимо обеспечить энергией потребителей I и II категорий в случае аварии на одном из трансформаторов или его отключении. В этом случае оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание потребителей I и II категорий с допустимой перегрузкой до 40% на время не более 6 часов в течение 5 суток при коэффициенте заполнения суточного графика 075. Следует учитывать что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей III категории.
После выбора трансформатора необходимо произвести проверку:
Рассмотрим выбор трансформаторов на примере узла 6.
Устанавливаем во всех узлах по два трансформатора для обеспечения необходимой надежности.
Фактическую мощность трансформатора:
Выбираем марку трансформатора [3 таблица А. 3] ТРДН – 25000110. При этом:
что означает в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов второй будет перегружен на 33%.
Выбор трансформаторов в остальных вариантах производится аналогичным образом (таблица 4).
Таблица 4. –Трансформаторы на понижающих подстанциях.
Тип и число трансформаторов
Технические данные трансформаторов приведены в таблице 5.
Таблица 5.-Технические данные трансформаторов.
Выбор схем подстанций
1 Выбор схем электрических соединений распределительных устройств подстанций стороне высшего напряжения
Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств являются высоковольтные выключатели и поэтому выбор схем распределительных устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек.
Выбор схем электрических соединений РУ производим согласно [4].
Таблица 6.-Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 1)
Схема распределительного устройства 110 кВ
Две рабочие и обходная системы шин
Одна секционированная система шин с обходной
Блочная с неавтом. перемычкой
Мостиковая с неавтоматической перемычкой со стороны линии
Таблица 7.-Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 2)
Продолжение таблицы 7.
Таблица 8.-Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 3)
Таблица 9.-Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 4)
Таблица 10.-Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 5)
2 Выбор схем электрических соединений распределительных устройств подстанций стороне низкого напряжения
Выбор схем распределительных устройств на стороне низкого напряжения зависит от количества трансформаторов и их типа. Выбор схем электрических соединений РУ производим согласно [4].
Таблица 11.-Схемы РУНН
Тип применяемого трансформатора
Две одиночные секционированные выключателями системы шин
Одна одиночная секционированная выключателем система шин

Баланс.doc

9 Баланс активных и реактивных мощностей в системе
Выполним расчет баланса активных и реактивных мощностей в системе для варианта 1.
Уравнение баланса активной мощности:
где ΣРг – суммарная мощность источников МВт;
ΣРн – суммарная мощность нагрузки;
ΣРл ΣРт – суммарные потери мощности в линиях трансформаторах.
Уравнение баланса реактивной мощности
где - зарядная мощность линий МВАр.
В нашем случае приходная часть баланса
Подсчитываем расходную часть баланса:
Убеждаемся что в проектируемой сети вырабатывается реактивной мощности больше чем потребляется (94136МВАр > 84274 МВАр) поэтому нет необходимости в установке компенсирующих устройств.

1 Исходные данные для проектирования.doc

2 Расчет сети 110 кВ
1 Исходные данные для проектирования
В данном дипломном проекте требуется рассчитать электрическую сеть для электроснабжения потребителей подстанций. Основные исходные данные приведены в таблице 1.
Питание электрической сети осуществляется от одного источника ТЭЦ–1. Генерируемая мощность ТЭЦ-1 равна . Данная мощность приведена с учетом потерь на трансформатор.
Схема района развития сети показана на рисунке 1.
Дополнительные данные:
-cosφ = 08 – для всех нагрузок;
-номинальное напряжение потребителей 10 кВ;
- нагрузок - 4500 ч;
- район проектирования – Поволжье.
Таблица 1 – Основные исходные данные для дипломного проектирования
Расчетная активная нагрузка подстанций МВт
Число часов использования максимума нагрузок
Характеристика линий электропередачи показана в таблице 2
Таблица 2 – Характеристика линий электропередачи (некл.стр.355)
Допустимый длительный ток А
Рисунок 1 – План проектируемой сети 2.2 Предварительное распределение мощностей
Для нахождения потоков мощности в кольце представим его в виде сети с двухсторонним питанием . Получим две независимых схемы. Найдём потоки активной мощности для участка 1-2-3-С:
Потокораспределение активной мощности на участке сети 1-2-3-С показано на рисунке 2.
Рисунок 2 – Потокораспределение активной мощности на участке сети 1-2-3-С
Найдём потоки активной мощности для участка 1-4-5-6-С:
Потокораспределение активной мощности на участке сети 1-4-5-6-С показано на рисунке 3.
Рисунок 3 – Потокораспределение активной мощности на участке сети 1-4-5-6-С
3 Выбор номинального напряжения сети
Напряжение зависит от нескольких факторов:
-мощности потребителей;
-удаленности их от источника питания;
-района сооружения сети и класса номинального напряжения существующей сети.
где - передаваемая по линии мощность МВт;
- количество параллельных цепей на участке.
Рассмотрим выбор номинального напряжения сети .
Потокораспределение активной мощности показано на рисунке 4.
Рисунок 4 – Потокорапределение активной мощности
Рассчитываем напряжения по (3.1):
Учитывая мощности потребителей и длины линий для рассматриваемого участка сети выбран класс номинального напряжения 110 кВ.
Номинальные напряжения линий сведены в таблицу 2.3.1.
Таблица 2.3.1 – Номинальные напряжения линий.
4 Проверка линий электропередач
4.1 Проверка линий электропередач в нормальном режиме
Проведем проверку линий электропередач по допустимому току где под допустимым понимается ток при длительном протекании которого проводник сохраняет свои электрические и механические свойства а изоляция - термическую стойкость.
Для этого определим токи на каждом участке сети по формуле:
где - передаваемая по участку мощность.
Расчетные токи и характеристики существующих линий электропередач сведены в таблицу 2.4.1.
Таблица 2.4.1 – Марка проводов и длительно допустимые токи
Существующие линии электропередачи удовлетворяют условиям выбора по допустимому току.
4.2 Анализ загрузки воздушных линий
Анализ загрузки воздушных линий электропередачи производится по плотности тока и соответствию токовой нагрузки допустимой по условию нагрева.
Оптимальная загрузка воздушных линий характеризуется условием (Справочник по проектированию и реконструкции линий электропередая 0.4 – 500 кВ под ред. Е.Г. Гологорского. –М.: НЦ ЭНАС 2005 -320 с.):
где jф – фактическая плотность тока по результатам расчетов: ;
jэк – экономическая плотность тока. Согласно [1 таблица 1.3.36] эконо-
мическая плотность тока выбирается в зависимости от вида проводника и времени использования максимальной нагрузки. В данном случае по условию ч. поэтому принимаем ;
Анализ оптимальности загрузки ВЛ представлен в таблице 2.4.2.
Таблица 2.4.2 – Загрузка воздушных линий
Согласно полученным соотношениям построим график загрузки воздушных линий.
Рисунок 2.4.1 Загрузка воздушных линий
В целом по сети ЛЭП недогружены и средний коэффициент загрузки составляет 078. Это означает что данный участок сети имеет запас на перспективное развитие т.е. повышение нагрузок потребителей.
4.3 Проверка линий электропередач в аварийном режиме
Сечения существующих линий электропередачи проверяют из условий наиболее тяжелого аварийного режима для каждой линии по допустимому току:
где -максимальный ток на участке в аварийном режиме;
- допустимый ток определяемый из таблицы [1 таблица 1.3.29 ПУЭ. М.: Энергоатомиздат 1996.].
4.3.1 Проверка участка 1-2 в аварийном режиме
В аварийном режиме (при обрыве линии 3-С)
таким образом условие (196380) соблюдается.
4.3.2 Проверка участка 5-6 в аварийном режиме
В аварийном режиме (при обрыве одной из двух линий)
Таким образом условие (89510) соблюдается.
4.3.3 Проверка участка 6-С в аварийном режиме
таким образом условие (348510) соблюдается.
Рисунок 2.4.2 Поткораспределение активной мощности при обрыве 3-С
4.3.4 Проверка участка 1-4 в аварийном режиме
таким образом условие (259445) соблюдается.
4.3.5 Проверка участка 2-3 в аварийном режиме
В аварийном режиме (при обрыве линии 6-С)
таким образом условие (183380) соблюдается.
4.3.6 Проверка участка С-3 в аварийном режиме
таким образом условие (282445) соблюдается.
4.3.7 Проверка участка 4-5 в аварийном режиме
таким образом условие (197510) соблюдается.
Рисунок 2.4.3 Поткораспределение активной мощности при обрыве 6-С
Таким образом существующие линии электропередач удовлетворяют условиям наиболее тяжелых аварийных режимов.
Таблица 2.4.3 – Марка проводов и длительно допустимые токи
Характеристики проводов сведены в таблицу 2.4.4.
Таблица 2.4.4 – Марка и характеристики проводов
5 Краткая характеристика трансформаторов на понижающих подстанциях
В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается как правило установка двух трансформаторов (автотрансформаторов). Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей III категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.
Необходимо обеспечить энергией потребителей I и II категорий в случае аварии на одном из трансформаторов или его отключении. В этом случае оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание потребителей I и II категорий с допустимой перегрузкой до 40% на время не более 6 часов в течение 5 суток при коэффициенте заполнения суточного графика 075. Следует учитывать что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей III категории.
В данном случае на подстанциях проектируемой сети установлены следующие трансформаторы связи (таблица 2.5.1):
Таблица 2.5.1–Марки трансформаторов связи на понижающих подстанциях
Наименование подстанции
Марка трансформатора
Произведем проверку трансформаторов связи на ПС Донская:
Таким образом установленный трансформатор 2×ТРДН–25000110–76У1 на ПС Донская удовлетворяет условию проверки.
Проверку остальных трансформаторов производим аналогичным образом. Данные по расчетам сведем в таблицу 1.
Таблица 2.5.2–Характеристики трансформаторы на понижающих подстанциях
Технические данные трансформаторов приведены в таблице 2.5.3.
Таблица 2.5.3–Технические данные трансформаторов [3 В. П. Шеховцов «Расчет и проектирование схем электроснабжения» - М.: ФОРУМ: ИНФРА-М 2003.]
6 Выбор схем подстанций
6.1 Главная схема электрических соединений подстанции представляет собой совокупность основного электрооборудования сборных шин коммутационной аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями.
При выборе схемы электрических соединений подстанции учитываются множество требований предъявляемые к схемам подстанций.
Из сложного комплекса предъявляемых условий влияющих на выбор главных схем электрических соединений можно выделить несколько основных требований:
надежность электроснабжения потребителей;
надежность транзита мощности через подстанцию;
приспособленность схемы к проведению ремонтных работ;
оперативная гибкость электрической схемы;
экономическая целесообразность;
возможность расширения подстанции.
Выбор схем электрических соединений распределительных устройств подстанций на стороне высшего напряжения
Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств являются высоковольтные выключатели и поэтому выбор схем распределительных устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек.
Выбор схем электрических соединений РУ производим согласно [4 Выбор схем электрических соединений: методические указания С. Е. Кокин. Екатеринбург: УГТУ-УПИ 2001. 44 с.].
Таблица 2.6.1 – Определение числа ячеек выключателей 110 кВ
Схема распределительного устройства 110 кВ
Две рабочие и обходная системы шин
Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
Две рабочие секцианированные и обходная система шин
7 Расчет потерь в трансформаторах
7.1 Определение реактивной мощности нагрузок
7.2 Определение потерь в трансформаторах свзи
Сопротивления трансформаторов из таблицы 2.5.3.
3. Постоянные потери определяются по формулам:
DPпост=n×DPх.х ; (8.4)
DQпост=n×DQх.х (8.5)
где n– количество трансформаторов;
DQх.х и DPх.х определяются из таблицы 2.5.3.
4. Суммарные потери определим по формуле:
Потокораспределение мощностей с учетом потерь в трансформаторах.
Рисунок 2.5.3 Потокораспределение мощностей с учетом потерь в трансформаторах участок 1-2-3-С
Рисунок 2.5.4 Потокораспределение мощностей с учетом потерь в трансформаторах участок 1-4-5-6-С
6 Расчет установившегося режима
Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах сети анализа их допустимости и выбора при необходимости средств регулирования напряжения с целью ввода режима в допустимую область по уровням напряжений. Расчеты установившихся режимов могут выполняться вручную или с использованием ЭВМ. Расчет установившегося режима на ЭВМ может выполняться с использованием любой программы расчета режима.
Основными этапами расчета и анализа режимов являются следующие:
-расчет установившихся режимов в нормальных и послеаварийных режимах (для обеих схем);
-анализ уровней напряжений в узлах сети и выбор средств регулирования напряжения (выбор рациональных отпаек на трансформаторах батарей конденсаторов) с целью соблюдения требований ГОСТ по напряжению;
- результаты расчетов нормальных и послеаварийных режимов наносятся па схему сети с указанием мощностей выбранных компенсирующих устройств и отпаек на трансформаторах.
5.1. Расчет установившегося режима
5.1.2 Определение зарядной мощности линий
определяем из [5 Справочные материалы по курсовому и дипломному проектированию.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат 1989. 592 с.].
5.1.3 Определение потокораспределение мощностей с учетом зарядных мощностей линий
5.1.5 Определение потерь мощностей в линиях
где – активное сопротивление линии;
– индуктивное сопротивление линии.
Получим потери мощностей в линиях:
5.1.6 Потокораспределение мощностей с учетом потерь в линиях
Рисунок 2.5.3 Потокораспределение мощностей с учетом потерь в линиях участок 1-2-3-С
Рисунок 2.5.4 Потокораспределение мощностей с учетом потерь в линиях участок 1-4-5-6-С
5.1.7 Определение напряжений в узлах схемы
В сетях 110 кВ и ниже поперечной составляющей пренебрегают поэтому будем использовать только продольную составляющую.
Определим напряжение во втором узле.
) Напряжение на высокой стороне
) Напряжение на низкой стороне
Определим напряжение в третьем узле.
Напряжения в других узлах рассчитываем аналогично. Полученные значения напряжений сведены в таблице.
Таблица – Напряжения в узлах схемы
Напряжение на высокой стороне кВ
Напряжение на низкой стороне кВ
5.1.8 Выбор средств регулирования напряжения
В соответствии с ГОСТ напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах работы должно находиться в интервале от 095 до 105. Если напряжения на шинах потребителя находятся в указанной зоне но не равны номинальным то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.
Потребители могут находиться непосредственно на шинах низкого напряжения или быть удалены от них поэтому на шинах подстанций должны быть заданы требуемые напряжения с учетом компенсации падения напряжения от шин подстанций до шин потребителя.
Рассмотрим выбор отпайки на примере узла 51
где цена одной отпайки равна 2047 кВ. Тогда
Теперь определим напряжение потребителя при работе трансформатора на определенной ранее отпайке ()
Аналогичным образом определяются отпайки и в других узлах. Все полученные значения занесены в таблицу 19.
Таблица 2.5.1 – Выбор отпаек на трансформаторах
Требуемое напряжение на шинах ПС кВ
Напряжение на шинах ПС до регулирования кВ
Рациональная отпайка
Напряжение на шинах ПС после регулирования кВ
Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод что дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального режима максимальных нагрузок не требуется.
6 Расчет установившихся послеаварийных режимов
6.1 Обрыв одной цепи участка 3-С
Определение емкостей линий потерь в элементах сети и потоков мощности во всей сети
Зарядная мощность ЛЭП при обрыве участка сети 3-С не изменится.
6.1.1 Определение потокораспределение мощностей с учетом зарядных мощностей линий
6.1.2 Определение потерь мощностей в линиях
6.1.3 Потокораспределение мощностей с учетом потерь в линиях
Рисунок 2.6.1 Потокораспределение мощностей с учетом потерь в линиях участок 1-2-3-С
Рисунок 2.6.2 Потокораспределение мощностей с учетом потерь в линиях участок 1-4-5-6-С
Расчет остальных аварийных режимов производят аналогично. Потокораспределение мощностей показаны на рисунках Полученные значения напряжений в узлах схемы приведены в таблице 2.6.1
Рисунок 4 – Потокорапределение мощности при обрыве участка 6–С
Рисунок 4 – Потокорапределение мощности при обрыве одной цепи участка 1–4
Рисунок 4 – Потокорапределение мощности при обрыве одной цепи участка 4–5
Рисунок 4 – Потокорапределение мощности при обрыве одной цепи участка 5–6
Обрыв одной цепи участка 1–4
Обрыв одной цепи участка 4–5
Обрыв одной цепи участка 5–6
Механический расчет проводов
В соответствии с заданием электрическая сеть проектируется для II района по гололеду с толщиной стенки гололеда и III района по ветру со скоростным напором ветра с температурами и ; коэффициент учитывающий неравномерность давления ветра по пролету при ; коэффициент лобового сопротивления равный для проводов диаметром менее и для всех проводов покрытых гололедом ; температура образования гололеда .
1 Механический расчет провода АС–185
Исходные данные для определения расчетных нагрузок: сечение алюминия сечение стали общее сечение провода диаметр провода масса провода .
Удельная нагрузка от собственной массы провода:
Удельная нагрузка от массы гололеда:
Удельная нагрузка от массы провода с гололедом:
Удельная нагрузка от ветра на провод без гололеда:
Удельная нагрузка от ветра на провод с гололедом:
Удельная нагрузка от ветра и веса на провода без гололеда:
Удельная нагрузка от ветра и веса на провода с гололедом:
По [19 Рудакова Р.М. Нугуманов Б.М. Механические расчёты проводов и тросов воздушных линий электропередачи. Пособие к практическим занятиям по курсу «Передача и распределение электроэнергии». –Уфа: Издательство УГАТУ. –1999. –41 с.] выбираем для провода АС185 модуль упругости кгсмм2 температурный коэффициент линейного удлинения 1град допускаемое напряжение при наибольшей нагрузке кгсмм2 допускаемое напряжение при низшей температуре кгсмм2 допускаемое напряжение при среднегодовой температуре кгс мм2.
Определяем критические пролеты:
Задаемся расчетным пролетом м. Рассчитываем режим при котором провода покрыты гололедом tг =–5 0С ветра нет:
Рассчитаем режим при t =–5 0С без гололеда с ветром:
Рассчитаем режим при t = 0 0С без ветра и гололеда:
Рассчитаем режим при гололеда и ветра нет:
Рассчитаем режим при провода не покрыты гололедом ветра нет:
Выполнив расчет убеждаемся что ни в одном из рассчитанных режимов напряжение в материале провода не достигло допустимых значений.
Максимальное значение стрелы провеса провода м достигается при tг =–5 0С.
Выбираем тип промежуточной опоры для рассчитанного режима. Определяем расчетную высоту опоры от поверхности земли до нижней траверсы:
Выбираем по [17 Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат 3-е изд. 1987. –648 с.] промежуточную железобетонную опору типа ПБ 110-3 с . Выбранная опора короче расчетной на . Для того чтобы расстояние осталось прежним надо уменьшить расчетный пролет так чтобы .
Новому значению соответствует скорректированный расчетный пролет величину которого приближенно можно определить из соотношения:
Поскольку расчет для остальных проводов аналогичен то расчетные данные сводим в таблицы
Таблица 15.1- Расчетные данные провода АС-185

Схема сети.doc.frw

Фрагмент.frw

15 Механический расчет проводов.doc

15 Механический расчет проводов
В соответствии с заданием электрическая сеть проектируется для II района по гололеду с толщиной стенки гололеда и III района по ветру со скоростным напором ветра с температурами и ; коэффициент учитывающий неравномерность давления ветра по пролету при ; коэффициент лобового сопротивления равный для проводов диаметром менее и для всех проводов покрытых гололедом ; температура образования гололеда .
1 Механический расчет провода АС–185
Исходные данные для определения расчетных нагрузок: сечение алюминия сечение стали общее сечение провода диаметр провода масса провода .
Удельная нагрузка от собственной массы провода:
Удельная нагрузка от массы гололеда:
Удельная нагрузка от массы провода с гололедом:
Удельная нагрузка от ветра на провод без гололеда:
Удельная нагрузка от ветра на провод с гололедом:
Удельная нагрузка от ветра и веса на провода без гололеда:
Удельная нагрузка от ветра и веса на провода с гололедом:
По [19 Рудакова Р.М. Нугуманов Б.М. Механические расчёты проводов и тросов воздушных линий электропередачи. Пособие к практическим занятиям по курсу «Передача и распределение электроэнергии». –Уфа: Издательство УГАТУ. –1999. –41 с.] выбираем для провода АС185 модуль упругости кгсмм2 температурный коэффициент линейного удлинения 1град допускаемое напряжение при наибольшей нагрузке кгсмм2 допускаемое напряжение при низшей температуре кгсмм2 допускаемое напряжение при среднегодовой температуре кгс мм2.
Определяем критические пролеты:
Задаемся расчетным пролетом м. Рассчитываем режим при котором провода покрыты гололедом tг =–5 0С ветра нет:
Рассчитаем режим при t =–5 0С без гололеда с ветром:
Рассчитаем режим при t = 0 0С без ветра и гололеда:
Рассчитаем режим при гололеда и ветра нет:
Рассчитаем режим при провода не покрыты гололедом ветра нет:
Выполнив расчет убеждаемся что ни в одном из рассчитанных режимов напряжение в материале провода не достигло допустимых значений.
Максимальное значение стрелы провеса провода м достигается при tг =–5 0С.
Выбираем тип промежуточной опоры для рассчитанного режима. Определяем расчетную высоту опоры от поверхности земли до нижней траверсы:
Выбираем по [17 Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат 3-е изд. 1987. –648 с.] промежуточную железобетонную опору типа ПБ 110-3 с . Выбранная опора короче расчетной на . Для того чтобы расстояние осталось прежним надо уменьшить расчетный пролет так чтобы .
Новому значению соответствует скорректированный расчетный пролет величину которого приближенно можно определить из соотношения:
Поскольку расчет для остальных проводов аналогичен то расчетные данные сводим в таблицы
Таблица 15.1- Расчетные данные провода АС-185
Таблица 15.1- Расчетные данные провода АС-150
Таблица 15.1- Расчетные данные провода АС-120

8 СХЕМА СОБСТВЕННЫХ НУЖД.doc

5 Описание схемы собственных нужд ТЭЦ–1
Для обеспечения нормального технологического процесса на электростанции запитывать электродвигатели которые являются приводами механизмов обслуживающих технологический процесс (насосы задвижки вентиляторы и т. д.). Эти двигатели образуют систему собственных нужд. Кроме этого в нее входит электроотопление освещение и т. д.
Для питания этих потребителей сооружается два распределительных устройства собственных нужд. Распределительное устройство собственных нужд 6 кВ для питания электродвигателей 200 кВт и выше и распределительное устройство собственных нужд 04 кВ (220380 В) для питания остальных потребителей.
В не блочной части согласно НТП рабочие секции собственных нужд запитываются с секций шин ГРУ причем с одной секции ГРУ можно запитать не более двух рабочих секций собственных нужд.
Количество рабочих секций собственных нужд в не блочной части определяется числом котлов. Т.к. на проектируемой ТЭЦ установлено восемь котлов то и количество рабочих секций собственных нужд питающихся от ГРУ будет равно восьми. Таким образом распределительное устройство собственных нужд 6кВ станции имеет 9 секций (I-III VI-VIII XI-XII и резервная сборка КРУСН-6кВ).
Каждая рабочая секция собственных нужд связана через нормально отключенный выключатель с резервной магистралью собственных нужд. Между рабочим и резервным питанием установлено АВР. Резервная магистраль согласно НТП выполняется одиночной несекционированной системой шин. I-III секции РУСН-6кВ имеет одну общую резервную систему шин с шиносоединительными выключателями (ШСМВ).
Ячейки РУ–6 кВ VI-VIII XI-XII секций выполнены шкафами КРУ с выкатными тележками и не имеют резервной системы шин (резервным питанием для XI-XII секций является соседняя секция а для VI-VIII секций резервная сборка КРУСН–6 кВ).
Т.к. напряжение на ГРУ и РУСН равно 63 кВ выбор трансформаторов собственных нужд не производим.
Рисунок .1- Схема собственных нужд станции.

10 ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ И РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ.doc

ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ И РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ
Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения цепи в любых режимах.
К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования:
)надёжное отключение токов любой величины от десятков ампер до номинального тока отключения;
)быстрота действия то есть наименьшее время отключения;
)пригодность для автоматического повторного включения то есть быстрое включение выключателя сразу же после отключения;
)возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110кВ и выше;
) удобство ревизии и осмотра контактов и механической части;
) взрыво- и пожаробезопасность;
) удобство транспортировки и обслуживания.
В учебном проектировании выключатели выбирается по цепи самого мощного присоединения. Мощность ЛЭП принимается равной пропускной способности линии. Мощность в цепях обмоток трансформаторов равна перетокам мощности через трансформатор.
.2 Выбор выключателей и разъединителей в цепях РУ-110кВ
На РУ-110кВ выключатель и разъединитель будут выбираться в случае отключения одного из трансформаторов связи.
На данной электростанции распределительное устройство высокого напряжения выполняется закрытого типа так как потребитель является химически агрессивным.
Выбираем вакуумный выключатель по следующим условиям [4]:
где: - номинальной ток цепи в которой устанавливается выключатель;
- максимальный ток цепи в которой устанавливается выключатель;
- номинальная мощность;
- номинальное напряжение на РУ-110кВ .
Подставляем значения:
2.1 Выбор выключателя
Выбираем выключатель ВБЭ-110-201600 У3.
Проверяем выключатель по следующим условиям:
) по току отключения:
где: - номинальный ток отключения выключателя;
- периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя;
условие выполняется;
) на возможность отключения апериодической составляющей:
где: - номинальная апериодическая составляющая тока короткого замыкания которую может отключить выключатель;
- апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя;
где: – нормированное процентное содержание апериодической составляющей в полном токе короткого замыкания ( при отсутствии данного параметра в паспортных данных см. на стр.296[4]) определяется для момента расхождения контактов выключателя:
где: - время необходимое для разведения контактов от начала момента короткого замыкания;
- минимальное время срабатывания защиты ;
- полное время отключения выключателя которое для выключателя ВБЭ-110-201600 У3 ;
) на термическую устойчивость:
где: - допустимый тепловой импульс
- расчетный тепловой импульс
- ток термической стойкости если отсутствуют паспортные данные то принимаем кА;
- время протекания тока термической стойкости если отсутствуют паспортные данные то принимаем ;
- периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент начала короткого замыкания;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания принимаю
где: - время срабатывания защиты;
- время отключения выключателя;
) на электродинамическую устойчивость:
где: - ток динамической стойкости
- ударный ток короткого замыкания;
Всем этим условиям удовлетворяет выбранный выключатель ВБЭ-110-201600 У3.
2.2 Выбор разъединителя
Разъединители выбираются в тех же цепях и по тем же условиям что и выключатели:
Выбираем разъединитель РЛНД-110600:
Выбранные разъединители проверяются по токам короткого замыкания только по двум условиям:
где - ток термической стойкости ;
- время протекания тока термической стойкости принимаем ;
- время отключения выключателя:
условие выполняется.
Выбранный выключатель и разъединитель по данным критериям проходят. Паспортные и расчетные данные сведем в таблицу:
Таблица 8.2 – Паспортные и расчетные данные выключателя и разъединителя устанавливаемого на РУ-110кВ
3 Выбор выключателей и разъединителей в цепях ГРУ-6 кВ
На ГРУ-6 кВ самым мощным присоединением является генератор. Следовательно выключатель и разъединитель будут выбираться по этой цепи. Используем формулы предыдущих разделов.
Произведем выбор выключателя в цепи генератора ТВС-30.
Выбираем маломасляные выключатели по следующим условиям:
где: - номинальной ток цепи генератора в которой устанавливается выключатель;
- максимальный ток цепи генератора в которой устанавливается выключатель;
- номинальная мощность генератора;
- номинальное напряжение на ГРУ-6 кВ.
3.1 Выбор выключателя
Выбираем выключатель МГ-10-50001800.
нормированное значение так как
Если по первому условию выключатель проходит а по второму нет выполняем проверку по полному току:
где: - предельный сквозной ток;
- ударный ток короткого замыкания
Всем этим условиям удовлетворяет выбранный выключатель МГ-10-50001800.
3.2 Выбор разъединителя
Выбираем разъединитель РВК-104000:
где - ток термической стойкости кА;
Таблица 8.3 – Паспортные и расчетные данные выключателя и разъединителя устанавливаемого в цепи генератора ТВС-30
Выключатели и разъединители в цепи оставшихся генераторов выберем аналогично. Паспортные и расчетные данные сведем в таблицы.
Таблица 8.3 – Паспортные и расчетные данные выключателя и разъединителя устанавливаемого в цепи генератора Т2-12-2
Таблица 8.3 – Паспортные и расчетные данные выключателя и разъединителя устанавливаемого в цепи генератора Т2-6-2

1. Введение.doc

Энергетика - одна из ведущих отраслей народного хозяйства нашей страны охватывающая энергетические ресурсы выработку преобразование передачу и использование различных видов энергии.
Народному хозяйству требуется в основном два вида энергии – электрическая и тепловая которые и призвана производить современная энергетика.
Развитие электроэнергетики в XX веке характеризовалось высокими темпами строительства электростанций и расширением электрических сетей созданием энергосистем энергообъединений и в конечном итоге Единой энергетической системы (ЕЭС) страны. В настоящее время электроэнергетический комплекс России имеет установленную мощность электростанций 216 ГВт с производством электроэнергии 916 ГВт·ч в год. Протяженность сетей составляет около 25 млн км в том числе линий 220 - 1150 кВ — 157 тыс. км [1].
В августе 2003 г. Правительством РФ была утверждена "Энергетическая стратегия России на период до 2020 года" (распоряжение от 28.08.03 № 1234-р).
К числу наиболее важных задач Энергетической стратегии России2 относятся определение основных количественных и качественных параметров развития электроэнергетики и конкретных механизмов достижения этих параметров а также координация развития электроэнергетики с развитием других отраслей топливно-энергетического комплекса и потребностями экономики страны.
Стратегическими целями развития отечественной электроэнергетики в перспективе до 2020 г. являются:
– надежное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;
– сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы России интеграция ЕЭС с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;
– повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых современных технологий;
– уменьшение вредного воздействия отрасли на окружающую среду.
В оптимистическом варианте развитие электроэнергетики России ориентировано на сценарий экономического развития страны предполагающий форсированное проведение социально-экономических реформ с темпами роста производства валового внутреннего продукта до 5 — 6 % в год и соответствующим устойчивым ростом электропотребления 2 — 25 % в год. В результате ежегодное потребление электроэнергии должно достигнуть к 2020 г.: в оптимистическом варианте — 1290 млрд кВт·ч в умеренном — 1185 млрд кВт·ч .
Рисунок 1–Графики энергопотребления в России с прогнозом на период до 2020 г.
С учетом увеличения экспорта ежегодная выработка электроэнергии на российских электростанциях к 2020 г. должна будет возрасти до 1215–1365 млрд кВтч. Намечается значительный рост производства электроэнергии на АЭС: с 142 млрд кВтч в 2002 г. до 230 – 300 млрд кВтч в 2020 г. рост на ГЭС – с 164 млрд кВтч в 2002 г. до 195–215 млрд кВтч в 2020г. (табл. 1).
Для надежного обеспечения прогнозируемого спроса на электроэнергию потребуется увеличение суммарной установленной мощности электростанций России (табл. 2). При этом сложившаяся структура генерирующих мощностей останется практически неизменной. Основу электроэнергетики по-прежнему будут составлять ТЭС доля которых в структуре установленной мощности сохранится на уровне 65 - 70 %. Доля ГЭС и АЭС не потребляющих органическое топливо будет находиться в диапазоне 30 - 35 % [3].
Энергетической стратегией определены объемы вводов генерирующих мощностей на электростанциях России на период до 2020 г. (табл. 3). В оптимистическом варианте за 18 лет суммарно предполагается ввести примерно 177 млн кВт мощностей в том числе на ГЭС и ГАЭС – 112 млн кВт на АЭС – 23 млн кВт на ТЭС – 143 млн кВт. При этом около 76 млн кВт должны составить объемы вводов на электростанциях взамен устаревшего основного оборудования (по планам технического перевооружения). По умеренному варианту общая потребность в генерирующих мощностях превысит 121 млн кВт из них 70 млн кВт будет получено путем технического перевооружения электростанций [3].
Производство электроэнергии млрд кВт·ч
(числитель–умеренный вариант знаменатель–оптимистический варант)
Ввод генерирующих мощностей ГВт (числитель–умеренный вариант знаменатель–оптимистический вариант)
Однако несмотря на столь оптимистичные прогнозы в последнее десятилетие возникла и существует до сих пор проблема обусловленная массовым физическим и моральным старением давно введенного в эксплуатацию электрооборудования.
продление срока эксплуатации действующих ГЭС АЭС и значительного числа ТЭС с заменой только основных узлов и деталей оборудования электростанций;
достройка энергообъектов находящихся в высокой степени готовности;
сооружение новых объектов в энергодефицитных регионах;
техническое перевооружение ТЭС с заменой оборудования на аналогичное новое или с использованием перспективных технологий [3].
В настоящее время в городе Уфе находятся в эксплуатации четыре ТЭЦ и строящаяся ТЭЦ–5.
В данном дипломном проекте рассмотрена реконструкция существующей ТЭЦ–1 находящаяся в эксплуатации с 1938 года в рамках по техперевооружению тепловых станций.

Список литературы.doc

Гук Ю.Б. Кантан В.В. Петрова С.С. Проектирование электрической части станций и подстанций: Учеб. пособие для вузов.–Л.: Энергоатомиздат 1985.–312 с.
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов.–2-е изд. перераб. и доп.–М.: Энергоатомиздат 1986.-640 с.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электрических станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов.–4-е изд. перераб. и доп.–М.: Энергоатомиздат 1989.-608 с.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов.–3-е изд. перераб. и доп.–М.: Энергоатомиздат 1987.-648 с.
Смирнов А.Д. Антипов К.М. Справочная книжка энергетика.–5-е изд. перераб. и доп.–М.: Энергоатомиздат 1987.-568 с.
«Энергетик».-1994.-№6.
Тихомиров П.М. Расчет трансформаторов: Учеб. пособие для вузов.–5-е изд. перераб. и доп.–М.: Энергоатомиздат 1986.–528 с.
Методические указания к курсовому и дипломному проектированию по предмету «Электрооборудование станций и подстанций. Выбор электроизмерительных приборов и контрольных кабелей в электроустановках станций и подстанций Барцев Н.А.–Типография УУЗ Минэнерго СССР 1994.
Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей.–М.: Минэнерго СССР 1980.–179 с.
Правила устройства электроустановок.–6-е изд.–М.: Энергоатомиздат 1985.–640 с.
Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов А. А. Васильев И.П. Крючков Е.Ф. Наяшкова и др.; Под ред. А.А. Васильева. – 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат 1990. –576 с.: ил.
Электрическая часть электростанций Учебник для вузовПод ред. С. В. Усова. – 2-е изд. перераб. и доп. -Л.: Энергоатомиздат Ленингр. отд-ние 1987. –616 с. ил.
Дорошев К. И. Эксплуатация комплектных распределительных устройств 6-220 кВ. –М.: Энергоатомиздат 1987 -336 с.: ил.
Долин П. А. Основы техники безопасности в электроустановках: Учеб. пособие для вузов. М.: Энергоатомиздат 1984.
Справочные материалы к курсовой работе по курсу “Экономика и организация производства”. Басова Т.Ф. Златопольский А.Н. Зубкова А.Г. и др.-М.:Издательство МЭИ1991.
Техника безопасности в электроэнергетических установках: Справочное пособие Под ред. П.А. Долина. М.: Энергоатомиздат1987.
Система стандартов безопасности труда Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны ГОСТ 12.1.005-88
Система стандартов безопасности труда Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000 В. ГОСТ 12.2.007.3-75
Чернобровов Н.В. Семенов В.А Релейная защита энергетических объектов. М.: Энергоатомиздат 1988 800с.
Электротехнический справочник 123 тома. Под редакцией профессоров МЭИ. Ред. И.В.Антик. М.: Энергоатомиздат 1982.
В.А.Андреев Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. М.: «Высшая школа» 1991.
Л.И.Двоскин Схемы и конструкции распределительных устройств М.: Энергоатомиздат 1985.

ПЗ.doc

18 Организационно – экономическая часть
1 Маркетинговые исследования
Маркетинговые исследования – это вид деятельности который с помощью информации связывает маркетолога с потребителями покупателями и общественностью. Информация используется для выявления и определения маркетинговых возможностей и проблем; для выработки совершенствования и оценки маркетинговых действий; для отслеживания результатов маркетинговой деятельности; а также для улучшения понимания процесса управления маркетингом. Маркетинговые исследователи классифицируют информацию необходимую для исследования определяют метод ее сбора разрабатывают и осуществляют его анализируют результаты и передают полученные данные заказчику.
Процесс маркетингового исследования состоит из четырех этапов: выявление проблемы и цель исследования обработка плана исследования реализация плана исследования обработка и предоставление полученных результатов.
Проект на тему: «Проектирование сети 110 кВ» предполагает создание модели оптимальной электрической сети при котором затраты на создание системы и ее эксплуатацию минимальны. Также проектируется новая подстанция «1» напряжением 11010 кВ и выбирается все необходимое оборудование для данной подстанции.
Заказчиком данного проекта могут выступать организации передающие и сбывающие энергию такие как Башкирэнерго Энергосетьпроект Башэлектромонтаж. Для заказчика данный проект интересен тем что данная электрическая сеть как элемент электроэнергетической системы обеспечивает возможность выдачи мощности электростанции её передачу на расстояние преобразование параметров электроэнергии на подстанциях и её распределение по некоторой территории вплоть до непосредственных электроприемников. Данная электрическая сеть спроектирована таким образом чтобы была обеспечена её работоспособность во всех возможных режимах – нормальных ремонтных и послеаварийных. Это требование в свою очередь означает что в перечисленных установившихся режимах параметры ветвей сети не должны превышать допустимых по тем или иным условиям значений.
Надежность электроснабжения в данном проекте учитывается путем резервирования цепей питания. Т.е. каждая подстанция запитывается минимум от двух разных источников. Таким образом при отказе одной цепи питания вторая остается в работе обеспечивая необходимую надежность электроснабжения.
Наряду с обеспечением работоспособности надежности функционирования и качества поставляемой потребителям электроэнергии электрическая сеть должна удовлетворять критериям экономической эффективности. При проектировании таким критерием на сегодня выступает минимум дисконтированных затрат а при эксплуатации минимум расхода энергоресурсов на выработку электроэнергии. Это означает что при разработке вариантов развития существующей сети на перспективу выбор параметров элементов новой части сети необходимо осуществлять в соответствии с указанным критерием и с учетом технических ограничений. В целях определения экономической эффективности проекта сопоставим данную сеть с аналогичной но имеющей другую протяженность линий электропередач.
Даннная электросеть строится в один этап то есть средства на строительство отпускаются однократно. При этом предполагается что дальнейшая эксплуатация происходит с неизменными годовыми издержками т.е передаваемая мощность а следовательно потери энергии затраты на ремонт и обслуживание и другие затраты не меняются из года в год в течение рассматриваемого срока эксплуатации.
2 Анализ технического уровня проекта и его конкурентоспособности
В данном проекте экономически целесообразно уделить внимание надежности снабжения потребителя а также минимуму дисконтированных затрат и минимуму расхода энергоресурсов на выработку электроэнергии.
Выбраны три наиболее важных показателя качества по которым в дальнейшем будет производиться сравнительная оценка технического уровня проекта сети «с проектом» и «без проекта».
Выбранные показатели представлены в порядке убывания их весомости:
- время безотказной работы сети;
- срок постройки сети.
Чем больше среднее время безотказной работы сети тем меньше расходы на ремонт сети меньше ущерба от недоотпуска электроэнергии. Таким образом этот показатель качества является весьма важным.
Чем выше надежность сети тем меньше время ее простоя и меньше недоотпуск энергии потребителю.
В последнее время требуется быстрый ввод в эксплуатацию сети поэтому малый срок постройки сети также является важным показателем.
Поскольку показатели качества выбраны то следующей задачей становится определение их весомости. В таблице 18.2 приведены весомости выбранных показателей качества.
Таблица 18.2 - Весомости показателей качества
Руководитель проекта
Весомость показателя определяем по следующей формуле:
bS - суммарная оценка всех показателей.
Определим весомость первого показателя качества для первого эксперта.
Средневзвешенную весомость показателя определяем по формуле:
где Кэ i - вес i-го эксперта.
Определяем средневзвешенную весомость для первого показателя.
Затем составляем карту технического уровня и качества изделия и определяем технический показатель качества по формуле:
Qi - вес i-го показателя.
Определяем технический показатель качества для относительных значений показателей БПСП (СПБП).
К1 == 1330352 + 20352 + 13303 = 157.
Таблица 18.3 - Карта технического уровня и качества проекта
Весомость показателя
Абсолютные значения показателей
Относительные значения показателей
Время безотказной работы
Срок установки оборудования
Технический показатель качества Кт
Рассчитаем интегральный показатель качества сети «с проектом» по отношению к сети «без проекта»:
где Ки - интегральный показатель качества;
Кэ - экономический показатель качества.
Экономический показатель качества определяется как отношение цены сети «с проектом» к цене сети «без проекта»:
где З1 – затраты на создание сети «с проектом»;
З2 – затраты на создание сети «без проекта».
Таким образом проект сети «с проектом» как видно будет выгоднее сети «без проекта».
3 Требования стандартов ИСО 9000 системы менеджмента качества при проектировании сети 110 кВ и ее эксплуатации
Семейство стандартов ИСО 9000 было разработано для того чтобы помочь организациям всех видов и размеров внедрять и обеспечивать функционирование эффективных систем менеджмента качества:
- ГОСТ Р ИСО 9000-2001 описывает основные положения систем менеджмента качества и устанавливает терминологию для систем менеджмента качества;
- ГОСТ Р ИСО 9001-2001 определяет требования к системам менеджмента качества для тех случаев когда организации необходимо продемонстрировать свою способность предоставлять продукцию отвечающую требованиям потребителей и установленным к ней обязательным требованиям и направлен на повышение удовлетворенности потребителей;
- ГОСТ Р ИСО 9004-2001 содержит рекомендации рассматривающие как результативность так и эффективность системы менеджмента качества. Целью этого стандарта является улучшение деятельности организации и
удовлетворенности потребителей и других заинтересованных сторон.
В данном дипломном проекте выбранное оборудование удовлетворяет стандартам ИСО. В соответствии с ГОСТ Р ИСО 9001-2001 в проекте потребителям передается энергия заданного качества с допустимыми отклонениями. Принимаются решения основанные на фактах: эффективные решения основываются на анализе данных и информации.
В соответствии с ГОСТ Р ИСО 9004-2001 в проекте рассматриваем результативность и эффективность системы менеджмента качества а следовательно и потенциал по улучшению всей деятельности проектируемой энергосистемы. В данном стандарте внимание сосредоточено на достижении постоянного улучшения измеряемого степенью удовлетворенности потребителей и других заинтересованных сторон (заказчиков) что и реализовываем в процессе проектирования.
4 Определение стоимости разработки проекта в УГАТУ
Для определения затрат на проектирование сети и подстанции необходимо определить затраты на оплату труда. Стоимость проекта определяется количеством и квалификацией специалистов принимающих участие в разработке временем на которое они привлечены.
В таблице 18.4 приведены затраты на проектирование по соответ-ствующим работам и в целом.
Прямая заработная плата определяется по формуле:
где Ч - число рабочих часов в месяце (1622 часа).
Определяем прямую заработную плату для 1-го пункта – Разработка схем электрической сети района.
Таблица 18.4 - Зарплата на разработку проекта
Должность исполнителя
Тарифная ставка руб.
Прямая тар-я зарплата руб.
Разработка схем электрической сети района
Продолжение таблицы 18.4
Предварительное распределение мощностей
Выбор номинального напряжения сети
Выбор сечения и марки проводов
Определение потерь мощности в линиях
Выбор трансформаторов
Определение потерь мощности в трансформаторах
Баланс активны и реактивных мощностей в системе
Выбор схем подстанций
Технико-экономическое сравнение вариантов
Электрический расчет максимального режима
Электрический расчет минимального режима
Электрический расчет послеаварийного режима
Механический расчет проводов
Раздел «Безопасность жизнедеятельности»
Дополнительная зарплата (85% от ФОТ)
Основная и дополнительная зарплата
Таблица 10.5 – Калькуляция на разработку проекта
Наименование статей расходов
Оплата труда разработчиков (ФОТ)
Страхование профессионального риска
Итого прямые расходы
Итого прямые расходы + п.4
не используется в УГАТУ
5 Затраты на создание сети 110 кВ
Цены на построение электрической сети взяты из методических указаний по проектированию электрических сетей [12] приведенных к ценам 2005 года с помощью индексов.
Калькуляцию затрат на создание сети с большой протяженностью линий назовем калькуляцией затрат «без проекта» соответственно с меньшей протяженностью – «с проектом».
6 Технико-экономическое сравнение вариантов
6.1 Определение капитальных вложений во все элементы электрической сети «с проектом»
Капиталовложения на создание сети определяются по выражению:
где ЗС – затраты на создание сети руб;
ЗП – постоянная часть затрат на сеть руб;
ЗТР – транспортные расходы;
ЗПР – затраты на создание проекта.
Вариант «с проектом»Вариант «без проекта»
Рисунок 18.1 – Варианты проектируемой сети
Капитальные вложения в линии:
где - стоимость одного километра линии ; Сл = 307 [27];
Так как линия двухцепная то длину линии умножаем на 2.
Таблица 18.6 – Капитальные вложения в линии
Для второго варианта расчет аналогичен.
Приведем капитальные затраты к ценам 2005 года с помощью индекса – дефлятора пересчета.
З1=4944258324=28836552 тыс.р. (с проектом)
З2=778658324=45411066 тыс. р. (без проекта).
Транспортные расходы принимаем как 20% от стоимости сети. Таким образом транспортные расходы для варианта «без проекта» составляют ЗТР БП = =9082213 тыс.руб. а транспортные расходы для варианта «с проектом» составляют ЗТР СП = 57673 тыс.руб.
Таблица 18.7 – Постоянная часть затрат на сооружение сети.
Протяжка проводов руб
Подвес изоляторов руб.
Средства связи и телемеханики руб
Всего (постоянная часть затрат) руб
Цены за 2005 год были взяты из сети Internet т.е. пересчета не требуется.
Капиталовложения на создание сети без проекта:
Капиталовложения на создание сети с проектом:
7 Затраты на эксплуатацию сети.
Затраты на эксплуатацию сети состоят из оплаты труда оперативного и ремонтного персонала обслуживающих данную сеть амортизационных отчислений стоимости расходных материалов математического ожидания ущерба от нарушения электроснабжения налога на имущество и стоимости потерь электроэнергии.
Затраты на потери электроэнергии
По [3] принимаем удельную стоимость потерь энергии = 175 10-2 рубкВтч.
Число часов максимальных потерь в году определяется по формуле
где Тmax – число часов использования максимума нагрузок.
Издержки на потери в электрической сети определяются по формуле
где –суммарные переменные потери мощности в сети
–суммарные потери холостого хода трансформатора =07 МВт.
Математическое ожидание ущерба от нарушения электроснабжения:
где α – удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения [3] α = 6 103 т.р.
– степень ограничения потребителя ( = 1 при полном отключении потребителя 1 – при частичном);
Тв – среднее время восстановления элемента [3] Тв = 11 .
– параметр потока отказов элемента [3] = 110-3 .
Данную сеть обслуживают четыре человека из оперативного персонала и четыре из ремонтного. Оперативный персонал – двое с пятым разрядом двое с четвертым; ремонтный – двое с пятым разрядом двое с четвертым.
Так как число подстанций не уменьшается то количество человек в обоих вариантах одинаково.
Расчет затрат на эксплуатацию подстанции сведем в таблицу 18.8.
Таблица 18.8 – Затраты на эксплуатацию
Итого прямая зарплата руб
% от прямой зарплаты
Уральский коэффициент руб
прямой зарплаты+премия
прямая зарплата+премия+
Дополнительная зарплата руб
Основная и дополнительная зарплата руб
Затраты на зарплату за год руб
ЕСН + профессиональный риск руб
Стоимость потерь электроэнергии руб
Продолжение таблицы 18.8
Математическое ожидание ущерба от нарушения электроснабжения руб
Затраты на расходные материалы руб
Амортизационные отчисления руб
Налог на имущество руб
Затраты на амортизационные отчисления принимает 2% от К т.к. срок службы сети 50 лет.
7 Расчет денежных потоков
Построим схемы денежных потоков для вариантов а) по выручке и б) по эксплуатационным затратам с учетом затрат на капиталовложения.
Рисунок 18.2 – Схема денежных потоков по эксплуатационным затратам
7.1 расчет денежных потоков по выручке
Определим сумму реализации энергии в год.
Суммарный отпуск энергии в энергосистему:
Тmax – число часов использования максимума чгод.
Определим процент потребления электроэнергии различными потребителями. Сумма реализации электроэнергии в год определяется по формуле:
где Сбдж Снас Смаш – средняя цена 1 кВтч для бюджетных машиностроительных потребителей и населения копкВтч. Сбдж = 90 копкВтч; Снас = 7033 копкВтч; Смаш= 75 копкВтч.
Эбдж Энас Эмаш – потребление энергии соответствующими потребителями кВтч. Эбдж = 60%; Энас = 20% Эмаш = 20 %.
Эбдж = 06 6975 105 = 4185 105 кВтч;
Энас = 02 6975 105 = 1395 105 кВтч;
Эмаш = 02 6975 105 = 1395 105 кВтч;
D = 09 4185 105 + 07 1395 105 + 075 1395 105 = 578925 тыс. руб.
Прибыль в сети определяется как разность между суммой реализации и годовыми эксплуатационными расходами.
Расчет денежных потоков сведем в таблицу 18.9.
Таблица 18.9 – Расчет денежных потоков по выручке
Себестоимость тыс. руб
Сэн = Рmax Tmax Cэн =
= 155000 07427 4500 =516150
Эксплуатационные расходы тыс.руб
8925-29125133-516150=
8925-9161735- 516150=
Чистая прибыль тыс.руб
- налог на прибыль (24% от налогооблага-емой прибыли)
Амортизация тыс.руб.
Чистый денежный поток тыс.руб
Таблица 18.10 – Чистый денежный поток для вариантов «без проекта» и «с проектом» за 21 год
Определяем чистый дисконтированный доход без проекта:
Определяем чистый дисконтированный доход с проектом:
Определяем индекс доходности без проекта:
Определяем индекс доходности с проектом по выражению (18.9):
Определяем экономический эффект по выражению (10.10):
7.2 Расчет денежных потоков по затратам
Таблица 18.11 – Расчет денежных потоков по затратам
Капиталовложения (не дисконтированные) тыс.руб.
Затраты на эксплуатацию (Зэкс.) тыс.руб
Чистый денежный дисконтированный поток за первый год (Здиск.1) тыс.руб
Продолжение таблицы 18.11
Суммарные дисконтированные затраты на эксплуатацию
Определяем экономический эффект по эксплуатационным затратам:
8 Анализ результатов
По результатам технико-экономического сравнения вариантов сетей с различной протяженностью линий очевидно что вариант с проектом является более экономически эффективным эффект по затратам составляет 274229 тыс.руб. а по выручке 110 тыс.руб. Окупаемость проекта составляет 21 год. Стоимость разработки проекта в УГАТУ составляет 11705 руб. Проект выполняется за 55 недели при загруженности 7 часов во все календарные дни.
В дипломном проекте рассмотрены возможные варианты развития электрической сети 110 кВ для пяти подстанций произведён выбор рационального варианта. Выполнен выбор оборудования и разработано конструктивное выполнение подстанции.
Выбор наилучшего варианта сети выполнен на основе сравнения приведённых затрат.
К исполению принята подстанция 11010 кВ выполненная по схеме «Одна секционированная система шин с обходной». На подстанции установлено два трансформатора ТРДН-25000110.
Так же была рассмотрена безопасность и экологичность проекта молниезащита линии электропередач организационно-экономическая часть проекта.

женя.doc

4 Организационно – экономическая часть
В разделе проводится анализ конкурентоспособности данного проекта определяется структура цены рассчитываются сметы затрат на реализацию проекта (стоимость оборудования сети строительно-монтажные работы и др.) определяется экономическая эффективность.
1 Маркетинговые исследования
Маркетинг – это система управления производственно-сбытовой деятельностью предприятий основанная на комплексном анализе рынка.
Маркетинговые исследования заключаются в изучении и прогнозировании спроса цен организации НИОКР по созданию новых видов продукции рекламы координации планирования и финансирования внутри предприятия.
Процесс маркетингового исследования состоит из четырех этапов:
) выявление проблемы и цели исследования;
) разработка плана исследования;
) реализация плана исследования;
) обработка и предоставление полученных результатов.
2 Расчёт конкурентоспособности проекта
Определение технического уровня и конкурентоспособности проекта проводим путём его сравнения с перспективным вариантом и вариантом «без проекта». Вариант «без проекта» выбираем после проведения технико-экономического сравнения. Перспективный вариант определяем исходя из возможности внедрения новой техники перспектив реконструкции расширения.
Определение технического уровня и конкурентоспособности будем производить по следующим пунктам:
) привлечение экспертов;
) оценка весомости экспертов;
) отбор показателей;
) определение весомости каждого отобранного показателя;
) составление карты технического уровня.
В качестве экспертов представлены разработчик проекта Федосов Е.М научный руководитель проекта Стаймова Е.Д. и студент Петрищев Д.А.
Сравнение вариантов проводим по следующим показателям:
)суммарные потери электроэнергии в системе;
)надёжность электроснабжения потребителей.
Определенная экспертами весомость показателей и карта технического уровня и качества представлена в таблице 4.1.
Сокращения принятые в таблице: БП – вариант «без проекта» СП – вариант «с проектом» Пер - перспективный вариант.
Таблица 4.1 Карта технического уровня и качества проекта
Суммарные потери электроэнергии за год
Технический показатель качества
Оптимальный вариант проекта сети характеризуется наименьшей протяжённостью ЛЭП наименьшими суммарными потерями электроэнергии и наибольшей надёжностью электроснабжения.
Показатель качества и конкурентоспособности проекта по техническим параметрам рассчитываем следующим образом:
где КТi - относительный показатель качества таблица 5.1
Вi — весомость соответствующего показателя таблица 5.1.
Групповой показатель конкурентоспособности по нормативным параметрам КН состоит из экологического показателя КЭ=1 показателя патентной чистоты Кп=1 и показателя безопасности КБ=1. Он определяется как их произведение:
Определение группового показателя по экономическим параметрам:
где - стоимость варианта «с проектом» (принимаем из калькуляции технико-экономического сравнения) млн.руб.;
-стоимость варианта «без проекта» млн.руб.
-стоимость перспективного варианта проекта млн.руб.
На основе рассчитанных выше групповых показателей определяется интегральный показатель конкурентоспособности:
По результатам проделанных расчётов признаём принятый вариант проекта конкурентоспособным.
3 Стандарты ИСО 9000 системы менеджмента качества при разработке и проектировании производстве и обслуживании
3.1 Использование стандартов ИСО системы менеджмента качества
Семейство стандартов ИСО 9000 (ГОСТ Р ИСО 9000-2001 ГОСТ Р ИСО 9001-2001 ГОСТ Р ИСО 9004-2001 ГОСТ Р ИСО 19011) образует согласованный комплекс стандартов на системы менеджмента качества содействующий взаимопониманию в национальной и международной торговле.
ГОСТ Р ИСО 9000-2001 описывает основные положения систем менеджмента качества и устанавливает терминологию для систем менеджмента качества.
ГОСТ Р ИСО 9001-2001 определяет требования к системам менеджмента качества для тех случаев когда организации необходимо продемонстрировать свою способность предоставлять продукцию отвечающую требованиям потребителей и установленным к ней обязательным требованиям и направлен на повышение удовлетворенности потребителей.
ГОСТ Р ИСО 9004-2001 содержит рекомендации рассматривающие как результативность так и эффективность системы менеджмента качества. Целью этого стандарта является улучшение деятельности организации и удовлетворенность потребителей и других заинтересованных сторон.
ГОСТ Р ИСО 19011 содержит методические указания по аудиту (проверке) систем менеджмента качества и охраны окружающей среды.
Для успешного руководства организацией и ее функционирования необходимо осуществлять менеджмент систематически и открыто.
3.2 Основные требования к организации при проектировании и разработке
Высшему руководству следует удостовериться что в организации определены внедрены и поддерживаются в рабочем состоянии необходимые процессы проектирования и разработки для результативного и эффективного реагирования на потребности и ожидания своих потребителей и других заинтересованных сторон.
При проектировании и разработке продукции или процессов необходимо обеспечивать способность организации учитывать не только свою основную деятельность и свои функции но и все факторы содействующие тому чтобы характеристики продукции и показатели процессов соответствовали ожиданиям потребителей и других заинтересованных сторон. Например организация должна принимать во внимание жизненный цикл продукции охрану труда возможность проведения испытаний пригодность простоту в использовании надежность долговечность эргономику внешнюю среду утилизацию продукции а также определенные риски.
Высшему руководству необходимо обеспечивать назначение соответствующих работников для управления и проведения систематического анализа чтобы установить достигнуты ли цели в области проектирования и разработки. Такие анализы могут проводиться в выбранных точках процесса проектирования и разработки а также после его завершения.
На подходящих стадиях организации следует также проводить анализы выходов проектирования и разработки и процессов для удовлетворения потребностей и ожиданий потребителей а также работников организации получающих выходные данные процесса. Надо также уделять внимание потребностям и ожиданиям других заинтересованных сторон.
Анализ методов проектирования включает:
- улучшение процессов и продукции;
- применимость выходных данных;
- адекватность записей процесса и анализа;
- деятельность по исследованию отказов;
- будущие потребности процесса проектирования и разработки.
4 Определение стоимости разработки проекта
Задачей экономической части проекта является расчёт суммы необходимой для полной реализации проекта.
Для определения затрат на разработку проекта определим затраты на оплату труда специалистов принимающих участие в разработке. Стоимость разработки определяется количеством и квалификацией специалистов принимающих участие в разработке а также временем на которое они привлечены.
Стоимость разработки по зарплате приведена в таблице 4.2.
Прямая заработная плата определяется по формуле:
где ЗПпр. – прямая заработная плата руб.;
ТСмес. – месячная тарифная ставка руб.;
Ч – число рабочих часов в месяце 16216ч.
Таблица 4.2 – Перечень работ при выполнении проекта
Тарифная ставка в месяц руб.
Трудоёмкость работ час
Сумма прямой зарплаты
Разработка схем развития сети
Предварительное распределение мощностей
Выбор номинального напряжения линий
Выбор сечения и марок проводов линий
торов на подстанциях
Выбор схем подстанций
Экономическое сопоставление вариантов развития сети
Продолжение таблицы 4.2
Расчёт установившихся режимов:
Выбор выключателей и разъединителей
Выбор токоведущих частей
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
Выбор схемы собственных нужд ПС
Выбор конструкции РУ
защиты трансформаторов
Расчет грозозащиты и заземления
Основная заработная плата определяется по формуле:
где Кпр. – премиальный коэффициент (80%);
Кур. – уральский коэффициент (15%).
Таблица 4.3 – Структура цены разработки проекта
Наименование статей затрат
Прямая зарплата (ПЗ)
Районный коэффициент
Основная зарплата (ОЗ)
Дополнительная зарплата
ЕСН и страхование профессионального риска
Операционное обеспечение для ПК
Установка диагностика спец. программ для ПК
Итого прямые расходы (ПР)
Накладные расходы (НР)
Полная себестоимость
Накладные расходы вычисляем по формуле:
5 Затраты на реализацию проекта
Стоимость строительно-монтажных работ взята из [4 таблица 9.2] и составляет для ОРУ – 83% для ЗРУ - 79% от стоимости оборудования.
Таблица 4.4 – Смета на реализацию варианта сети «с проектом»
Стоимость строительно-монтажных
итого по подстанциям 220 кВ
Продолжение таблицы 4.4
оборудование ВЧ связи
ячейка выключателя ВГТ-110
Разъединитель РНДЗ-1101000
конденсаторные батареи
итого по подстанциям 110 кВ
итого по всем подстанциям
С учетом транспортных расходов стоимость сооружения подстанций увеличится на 20% и составит 49630022 тыс.руб.
Капитальные вложения в линии берем из пунктов 2.3 и 2.5. Для сети 110 кВ они составляют 8537243 тыс.руб. для сети 220 кВ 42186937 тыс.руб. Итоговые вложения в реализацию варианта с «проектом»:
КΣ=49630022+8537243+42186937=100354202тыс.руб.
Таблица 4.5 – Смета на реализацию варианта сети «без проекта»
Продолжение таблицы 4.5
С учетом транспортных расходов стоимость сооружения подстанций увеличится на 20% и составит 48850607 тыс.руб.
Капитальные вложения в линии берем из пунктов 2.3 и 2.5. Для сети 110 кВ они составляют 8537243 тыс.руб. для сети 220 кВ 55384019 тыс.руб.
На основании составленных смет получаем итоговую стоимость реализации варианта «без проекта»:
КΣ=48850607 +8537243+55384019=112771869 тыс.руб.
Таблица 4.6 – Постоянная часть затрат на подстанциях сети 220110 кВ «с проектом»
Подготовка и благоустройство территории
Общеподстанционный пункт управления собственными нуждами
Подъездные и внутриплощадочные дороги
Средства связи и телемеханики тыс.руб.
Внешние сети (водоснабжение и канализация)
Прочие затраты тыс. руб.
Всего постоянная часть затрат
Таблица 4.7 – Постоянная часть затрат на подстанциях сети 220110 кВ «без проекта»
Продолжение таблицы 4.7
Капиталовложения на создание сети определяем согласно выражению:
где ЗС – затраты на создание сети руб;
ЗП – постоянная часть затрат на подстанции руб.;
Зпр – затраты на разработку проекта руб.
Капиталовложения на создание варианта сети «с проектом»:
КСП= 1 003 54202+132 1600+17374=113471939 тыс.руб.
КБП=1 127 71869+132 1600=125987869 тыс.руб.
6 Расчёт затрат на эксплуатацию сети
Затраты на эксплуатацию сети состоят из оплаты труда оперативного и ремонтного персонала обслуживающего подстанции амортизационных отчислений также учитываем издержки на компенсацию потерь электроэнергии стоимость расходных материалов и налог на имущество.
Каждую подстанцию сети обслуживают четыре человека из оперативного персонала и четыре из ремонтного. Оперативный персонал включает сотрудников пятого разряда ремонтный – одного с пятым разрядом и троих с четвертым.
Расчет затрат на эксплуатацию подстанций сведем в таблицу 4.8.
Таблица 4.8 – Расчёт заработной платы персоналу подстанций
Итого прямая зарплата (ПЗ)тыс.руб
Премия (Пр) тыс. руб.
Районный коэффициент Р тыс.руб.
Основная зарплата (ОЗ) тыс.руб.
Дополнительная зарплата тыс. руб.
ЕСН и страхование профессионального риска
Итого затраты на зарплату и ЕСН в год тыс.руб.
Затраты на обслуживание воздушных ЛЭП принимаем согласно [4] 04% от капитальных затрат. Для оборудования подстанций 110 кВ затраты на обслуживание составляют 30% для оборудования подстанций 220 кВ 20%. Норма амортизационных отчислений для 110-220 кВ составляет 24% для оборудования подстанций 64. Налог на имущество составляет 2%. Стоимость электроэнергии 048 рубкВт·ч оптовая цена электроэнергии на ФОРЭМ. Издержки на возмещение потерь энергии определяются в разделе 2.10.
Таблица 4.9 – Расчёт затрат на эксплуатацию проектов
Затраты на обслуживание ЛЭП 220 кВ тыс.руб.
Амортизационные отчисления ЛЭП 220 кВ тыс.руб
Затраты на обслуживание
подстанций 220 кВ тыс.руб
Амортизационные отчисления подстанций 220 кВ тыс.руб
Затраты на обслуживание ЛЭП 110 кВ тыс.руб.
Амортизационные отчисления ЛЭП 110 кВ тыс.руб
подстанций 110 кВ тыс.руб
Амортизационные отчисления ПС 11010 кВ тыс.руб
Издержки на компенсацию потерь электроэнергии тыс.руб.
Затраты на зарплату персоналу ПС тыс. руб.
Налог на имущество тыс.руб.
7 Расчет денежных потоков
Определим себестоимость электроэнергии:
где Р – мощность всех подстанции кВт;
– число часов использования максимума чгод;
Сопт=48 копкВт·ч –оптовая цена электроэнергии покупаемой на ФОРЭМ.
Определим стоимость отпускаемой потребителям электроэнергии учитывая что 40% нагрузки городское население 60 % промышленные предприятия. Тогда:
где Сгор =7034 копкВт·ч– тариф для городского населения;
Спром=69 копкВт·ч – тариф для промышленных предприятий.
Определим выручку от реализации энергии в год:
В= 349314485281316314= 679981718 тыс.руб.
Прибыль от эксплуатации сети определяем согласно формуле:
Чистую прибыль определяем по формуле:
где НП – налог на прибыль (24% от налогооблагаемой прибыли).
Чистый денежный поток определяем по формуле:
где А – амортизация (таблица 4.11).
Таблица 4.14 – Расчет денежных потоков по выручке
Себестоимость электроэнергии
Стоимость отпускаемой электроэнергии тыс.руб.
Эксплуатационные расходы тыс.руб.
Налог на прибыль тыс.руб.
Чистая прибыль тыс.руб.
Амортизация тыс.руб.
Ежегодный чистый денежный поток тыс.руб.
Ежегодный экономический эффект по ЧДП варианта «с проектом» составляет 1020972 тыс.руб
Рассчитаем эффективность проекта по дисконтированным затратам
Произведём дисконтирование затрат согласно формуле:
Таблица 4.16 - Расчет дисконтированных затрат
эксплуатационные затраты
Дисконтированные затраты тыс.руб.
Экономический эффект варианта «с проектом» по дисконтированному потоку затрат составляет 10046196 тыс.руб
8 Анализ результатов
На основании проведённого технико-экономического сравнения вариантов сети 220110 кВ делаем вывод что вариант «с проектом» является более экономически эффективным. Ежегодное снижение затрат на эксплуатацию сети составляет 10209720 руб. а за 12 лет эффект по дисконтированным затратам составит 100461960 руб.
Преимущество варианта «с проектом» заключается также в повышении надёжности электроснабжения потребителей уменьшении протяжённости ЛЭП.
Разработка проекта ведётся в УГАТУ в течение трёх месяцев. Готовый проект оценен в 1737491 руб.
В организационно-экономической части дипломного проекта рассмотрены два варианта сети 220110 кВ с входящими в неё подстанциями. Произведён анализ технического уровня и конкурентоспособности проектов. Определена стоимость разработки проекта в УГАТУ. Рассчитаны затраты на создание и эксплуатацию систем. Определены денежные потоки. На основании вычисленного эффекта выявлен наиболее экономически эффективный вариант проекта.

МОЕ по выкл.doc

4 Организационно-экономическая часть
Исследования рынка показало что воздушные и маломасляные выключатели применяемые ранее на станциях и подстанциях в своем большинстве морально устарели. Так как станция строится на 50-60 лет то необходимо устанавливать современное хорошо зарекомендовавшее себя и надежное оборудование отвечающее последним достижениям науки и техники.
В экономической части анализируется преимущество установки на проектируемой станции вакуумных и элегазовых выключателей по сравнению с маломасляными и воздушными выключателями.
При проектировании необходимо учитывать перспективу развития на станции системы телекоммуникации и дистанционного управления позволяющей проводить управление всеми переключениями на станции с Центрального щита управления. Элегазовое и вакуумное оборудование отвечает требованию автоматизации рабочего процесса. К тому же устанавливаемое вакуумное и Элегазовое оборудование не уступает зарубежным аналогам и отвечает современным требованиям по надежности работы и безопасности его обслуживания.
Визуально установлено что эксплуатационные расходы на элегазовом и вакуумном оборудовании значительно ниже чем на маломасляном и воздушном так как не требует постоянного контроля за состоянием масла и его замены. Высокий коммутационный и механический ресурсы качество уплотнений и комплектующих обеспечивают 20 летний межремонтный период для вакуумных и элегазовых выключателей. Текущие эксплуатационные затраты ниже за счет снижения объёма ремонтных работ и расходов на комплектующие изделия.
За счет большего коммутационного ресурса на элегазовых и вакуумных выключателях снижаются капитальные затраты будущих периодов.
Элегазовые и вакуумные выключатели имеют более низкий уровень шума при срабатывании и соответствуют высоким природоохранным требованиям.
2 Расчет технического уровня
Оценка технического уровня производится на основе расчета коэффициента технического уровня базового и проектного вариантов с последующим их сравнением.
За базовый вариант принят вакуумный выключатель ВГТ -110-402500. За проектный вариант принят элегазовый выключатель ВЭБ-110-402000. В таблице 4.1 приведена количественная оценка технического уровня выбранного оборудования по различным параметрам. Количественные значения pi параметров приняты по паспортам оборудования и по усредненным значениям опроса ряда экспертов.
Таблица 4.1–Технический уровень выключателя ВГТ-220-402500
Наименование параметра
Коэффициент весомости bi
Проектный вариант (ВЭБ-110-402000)
Эксплуатационные расходы
Номинальное напряжение
Таблица 4.1–Технический уровень выключателя ВБКЭ 10-20630
Из таблицы видно что технический уровень выключателя ВЭБ-110-402000 (ТУ=9163) выключателя ВГТ-110-402500 (ТУ=735).
3 Расчет экономической эффективности
Расчет экономической эффективности применения современного выключателя ВЭБ-110-402000 сводится к определению затрат на его приобретение монтаж эксплуатацию и ремонт и последующим сравнением этих затрат с аналогичными затратами для базовым выключателем ВГТ-110-402500. Для этого составляется калькуляция затрат.
Полная стоимость выключателей и стоимость монтажа (для ВГТ-110-402500 – 8% от полной стоимости для ВЭБ-110-402000–3% [3]) приведена в таблице 4.3.
Таблица 4.3 – Полная стоимость выключателей и стоимость монтажа
Полная стоимость тыс. руб
Стоимость монтажа тыс. руб
Затраты на эксплуатацию и ремонт выключателей складываются из затрат на оплату труда рабочим начислений на зарплату стоимости материалов связанных с осуществлением ремонтных работ амортизации оборудования привлекаемого к ремонту и амортизации площадей для ремонта. В таблице 4.4 приведено количество ремонтов в течение всего срока службы и нормы времени на ремонт одного выключателя [3]
Количество ремонтов в течение всего срока службы Nр
Норма времени на ремонт одного выключателя часов
Количество выключателей nв
Полные затраты времени на ремонт Тп часов
Прямая заработная плата ремонтного персонала при часовой тарифной ставке рабочего пятого разряда ЧТС=30 рубчас
Доплата за районный коэффициент
Основной фонд оплаты труда рабочих
Данные по расчету фонда оплаты труда приведены в таблице 4.5.
Прямая заработная плата руб.
Доплата за районный коэффициент руб.
Основной фонд оплаты труда руб.
Итого средние затраты на приобретение и обслуживание выключателей приходящиеся на один год
где С–стоимость выключателя с учетом монтажа (таблица 4.3);
Т–время эксплуатации выключателей до списания Т=25 лет;
Годовой экономический эффект от применения выключателя ВЭБ-110-402000
В экономической части произведена оценка технического уровня современного выключателя ВЭБ и обоснование экономической целесообразности его выбора при проектировании подстанции.
Из приведенных расчетов видно что выбранные выключатели вполне отвечают требованиям рынка и подтверждают целесообразность его применения.
В организационно-экономической части дипломного проекта рассмотрены два варианта сети 220110 кВ с входящими в неё подстанциями. Произведён анализ технического уровня и конкурентоспособности проектов. Определена стоимость разработки проекта в УГАТУ. Рассчитаны затраты на создание и эксплуатацию систем. Определены денежные потоки. На основании вычисленного эффекта выявлен наиболее экономически эффективный вариант проекта.

иваново.doc

10. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1 Определение численности персонала Сургутских электрических сетей
В соответствии с приказом Минэнерго СССР N 420 от 04.11.85 "Об утверждении типовых организационных структур управления и нормативов численности персонала предприятия электрических сетей" оперативное техническое обслуживание и ремонт электрических сетей осуществляется по трем формам организации: функциональной территориальной и смешанной.
Для осуществления организации оперативного обслуживания подстанций в соответствии с приказом N 420 Минэнерго СССР можно применять :
- круглосуточное активное дежурство на щите управления;
- дежурство на дому;
- дежурство оперативно-выездных бригад (ОВБ).
Форма оперативного обслуживания подстанций увязывается с нормативной численностью рабочих по оперативному и техническому обслуживанию которая рассчитывается по нормативам приказа N420 Минэнерго СССР.
К нормативной численности рабочих по ремонту и техническому обслуживанию ВЛ 35 кВ и выше должны применяться корректирующие коэффициенты К1К2К3 .
Коэффициент К1 учитывает географическое положение электрических сетей.
Коэффициент К2 учитывает трудозатраты на проезды для рабочих по ремонту подстанций 35 кВ и выше и ВЛ 35 кВ и выше а также распределительных сетей 04-20 кВ.
Коэффициент К3 учитывает объем по группам устройств ВЛ 35 кВ и выше и подстанций 35 кВ и выше распределительные сети 04-20 кВ.
Нормативная численность рабочих по обслуживанию и ремонту кабельных линий электропередачи определяется по нормативам численности в зависимости от напряжения и протяженности линий с учетом коэффициентов К1 К2 К3.
Кроме численности рабочих для обслуживания и ремонта проектируемой электрической сети необходимо определить численность ИТР и служащих в том числе численность работников управления что возможно при использовании существующих нормативов приказа N420 Минэнерго СССР.
Эти нормативы установлены по функциям управления в зависимости от численности рабочих суммарной мощности трансформаторов количества устройств РЗ и А и т.д.
Следующие ниже расчеты проведены руководствуясь методическими указаниями в соответствии с приказом N420 Минэнерго СССР.
Наименование основных характеристик
Кол-во ПС 35 кв и выше
Суммарная мощность трансформаторов 35 кВ и выше
Суммарная мощность трансформаторов 6 кВ и выше
Протяженность ВЛ - 35 кВ и выше
Протяженность линий электропередач 0.4-20 кВ
Суммарное кол-во ТП6-350.4 кВ
Суммарное кол-во комплектов РЗ иА
Суммарное кол-во присоединений 6 кВ и выше с выключателями на ПС 35 кВ и выше
Суммарное крл-во смонтированых номеров АТС диспетчерских коммутаторов и станций
Кол-во транспортных средств закрепленных за службой механизации транспорта
Кол-во каналов связи и телемеханники
Стоимость транспортных средств
Среднегодовой объем капитальных вложений
Объем капитального ремонта в год
Стоимость ПС с оборудованием
Суммарняя стоимость ЛЭП
Плотность распределительных сетей
Характеристики подстанций 35 кВ и выше
ПС 35 кВ с кол-вом присоединений 6-20
То же с кол-вом присоединений 20-50
ПС 110 кВ с кол-вом присоединений 6-20
То же с кол-вом присоединений свыше 50
ПС 220 кВ с кол-вом присоединений 6-20
Силовой трансформатор 35 кВ
Силовой трансформатор 110 кВ
Силовой трансформатор 220 кВ
Присоединения с маслянными выключателями 35 кв
Присоединения с маслянными выключателями 110 кв
Приоединения с маслянными выключателями 220 кВ
Присоединения с отделителями и короткозамыкателями 35 кВ
Присоединения с отделителями и короткозамыкателями 110 кВ
Присоединения с отделителями и короткозамыкателями 220 кВ
Характеристики ВЛ 35 кВ и выше
ВЛ-220 кВ на металлических опорах
ВЛ-220 кВ на жб опрах
ВЛ 110 кВ на металлических опорах
ВЛ-110 кВ на жб опорах
ВЛ-35 кВ на металлических опрах
ВЛ -35 кВ на жб опорах
Характеристика районов электрических сетей
Состав оборудования РЭС
кол-во устройств 100 км
ВЛ 6-10кВ на мет. или жб опорах
ВЛ 6-10кВ на деревянных опорах и с жб пасынками
ВЛ 6-10кВ на деревян. Опорах
ВЛ 04кВ на мет. или жб опорах
ВЛ 04кВ на деревян. Опорах с жб пасынками
ВЛ 0.4 кВ на деревянных опорах
ТП КТП 6-200.4кВ с одним трансформатором
ТП КТП 6-200.4кВ с двумя Трансформаторами
Присоединения с выключателем в РП 6-20 кВ
Присоединения с выключателем нагрузки в РП 6-20 кВ
Кабельные линии 6-20 кВ
Определение численности рабочих для оперативного и технического обслуживания подстанций 35 кВ и выше. Приказ N420
Наименование подстанции
Норматив на одну пст чел.
Расчетная численность
Пст 35кВ с кол-вом присоединений от 6-20
Пст 35кВ с кол-вом присоединений от 20-50
Пст 110 кВ с кол-вом присоединений 6-20
Пст 110 кВ с кол-вом присоединений 20-50
Пст 110 кВ с кол-вом присоединений более 50
Пст 220 кВ с кол-вом присоединений 6-20
Пст 220 кВ с кол-вом присоединений 20-50
Итоговая расчетная численность: 6269 чел.
Коэффициенты: K1 = 1.03 (по таб. П.4.16); K3 = 1.01 (по таб. П.4.19).
Определение численности рабочих для ремонта подстанций 35 кВ и выше.
Наименование устройств подстанций
Норматив на 100 единиц чел
Присоединение с масляным выключателем 35 кВ
Присоединение с отделителями и короткозамыкателями 35 кВ
Итоговая расчетная численность: 1377 чел.
Коэффициенты: K1 = 1.03 (по таб. П.4.16); K2 = 1.17 (по таб. П.4.17); K3 = 1.01 (по таб. П.4.19).
Определение численности рабочих для ремонта и технического обслуживания ВЛ 35 кВ и выше.
Протяженность ВЛ 35 кВ и выше 100 км
ВЛ-220кВ на мет опорах
ВЛ-220кВ на жб опорах
ВЛ-110кВ на мет опорах
ВЛ-110кВ на жб опорах
ВЛ-35 кВ на мет опорах
ВЛ-35 кВ на жб опорах
Итоговая расчетная численность: 1317 чел.
Коэффициенты: K1 = 1.1 (по таб. П.4.16); K2 = 1.22 (по таб. П.4.18); K3 = 1.1 (по таб. П.4.19).
Определение численности рабочих для оперативного и технического обслуживания ВЛ 04-20 кВ; ТП6-3504 и РП6-20 кВ.
Площадь РЭС=19 тыс.км2. Плотность распределительных сетей=610 кмтыс.км2.
Наименование устройств в РЭС
Итоговая расчетная численность для четырех РЭС: 14384 чел.
Коэффициенты: K1 = 1.05 (по таб. П.4.16); K3 = 1.05 (по таб. П.4.19).
Определение численности рабочих для ремонта ВЛ 04-10 кВ ТП6-3504 кВ ВЛ 16-20 кВ и ремонта с техническим обслуживанием кабельных линий.
ВЛ 6-10кВ на деревян. опорах
Присоединение с выключателем
нагрузки в РП 6-20кВ
Кабельные линии 6-20 Кв
Итоговая расчетная численность для четырех РЭС: 9773 чел.
Определение численности рабочих осуществляющих техническое обслуживание и ремонт устройств РЗАИ СДТУ средств механизации и транспорта испытания изоляции и защиты от перенапряжения работы в цехе по ремонту оборудования ремонтно-строительные работы и работы по уборке производственных и служебных помещений.
Наименование производственных функций
Номер таблицы приказа № 420
Числовое значение факторов
Техническое обслуживание и ремонт РЗАИ
Испытание изоляции и защиты от перенапряжении
Техническое обслуживание и ремонт СДТУ
Техническое обслуживание и ремонт средств механизации и транспорта
Централизованный ремонт электросетевого оборудования (цех по ремонту оборудования)
Ремонт строительной части пст и производственных помещений
Работы по уборке производственных помещений
Коэффициенты: K1 = 1.06 (для 4.9; 4.10; 4.11)
Определение нормативной численности рабочих ПЭС
Номер таблицы или подраздела
Корректирующий коэф.
Определение численности ИТР и служащих по функциям "оперативно-техническое обслуживание" и "ремонт распредсетей 04-20 кВ".
Наименование факторов показателей
Значение показателей величин и размеров
или дополнительная численность чел
Протяженность ВЛ 04-20 кВ
Нормативная численность рабочих по функциям "Оперативно-технич. Обслуж." и "Ремонт распред. Сетей 04-20 кВ
Количество ТПКТП6 МТП6-2004 кВ
Количество присоединений в РП 6-20кВ
Протяженность кабельных линий 6-10кВ
Определение нормативной численноcти ИТР и служащих.
Наименование функций управления
Расчетная численность ИТР и служ.
Оперативно-диспетчерское управление
Оперативно-техническое обслуживание и ремонт распред. эл. сетей 04-20 кВ РЭС
Организация оперативного технического обслуживания и ремонта распред. эл. сетей 04-20 кВ
Оперативное техническое обслуживание и ремонт пст 35 кВ и выше
Техническое обслуживание и ремонт ЛЭП 35 кВ и выше
Техническое обслуживание и ремонт средств РЗАИ
Испытание изоляции и защиты от перенапряжений эл. сетей
Техническое обслуживание и ремонт средств СДТУ
Централизованный ремонт эл. сетевого оборудования
Ремонт строительной части
пст и производственных помещений
Итого по таблицам П.4.21-П.4.31.
Капитальное строительство
Производственно-техническая деятельность
Надзор за эксплуатацией и техникой безопасности
Материально-техническое снабжение
Бухгалтерский учет и отчет. финансовая деятельность
Технико-экономическое планирование организация труда и заработной платы
Комплектование и подготовка
кадров специальная и мобилизационная работа гражданская оборона
Общее делопроизводство и
хозяйственное обслуживание
Итого по таблицам П.4.32-П.4.39.
Итого по таблице 9.9
Всего по электрохозяйству СЭС нормативная численность персонала составит 732 человека из них рабочих – 554 а ИТР и служащих 178 человек.
2. Разработка структурной схемы СЭС
Структурная схема СЭС представлена на рис. 9.1. Так как нормативная численность персонала составила 732 человека вводится должность заместителя главного инженера.
3. Себестоимость передачи и распределения электрической энергии
Основная заработная плата производственных рабочих
По данной статье учитывается заработная плата производственных рабочих непосредственно участвующих в технологическом процессе передачи и распределения энергии всего дежурного персонала подстанций персонала производственных служб сетей лабораторий и т.д.
=132000*554*15*10-3=119664 тыс. р.год;
где нормативная численность производственного персонала
- средняя заработная плата одного рабочего за год равна 12000*11=132000 руб.год ( по данным организации на первое марта 2004 года);
Кр - районный коэффициент по оплате труда для данного района Кр = 15.
Дополнительная заработная плата производственных рабочих
Затраты по этой статье рекомендуется принять равными 7 – 10 % от основной ЗП. Для расчета принято 01. [11 ]
=0.1*119664=119664 тыс. р.год.
Отчисления на социальное страхование с заработной платы производственных рабочих.
Отчисления на социальное страхование определены с учетом налога на страхование от несчастных случаев и определяются по формуле:
=0.36*(119664+119664)=47386944 тыс. р.год.
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования сети.
= 1.23* 2046*106 = 251658*106 р.год;
где =123 - коэффициент учитывающий затраты на текущий ремонт и обслуживание сети;
- амортизационные отчисления по производственному оборудованию сети включая амортизационные отчисления по подстанциям и линиям;
=1056*106+99*106= 2046*106ргод;
=0.044*2400*106=1056*106 ргод;
где =44%- норма амортизационных отчислений для оборудования подстанций;
- стоимость подстанции проектируемой электрической сети по данным организации на 1 января 2004 года;
=0.033*3000*106=99*106 ргод;
где =33% - норма амортизационных отчислений для оборудования подстанций;
- стоимость ЛЭП проектируемой электрической сети по данным организации на 1 января 2004 года;
Общепроизводственные расходы.
Иобщепр. = α * Иэкс =0.2 *251658*106= 50332*106р.год;
где α – коэффициент зависящий от уровня напряжения принимаем 02.
=144000*178*15+0.08*(251658*106 +50332*106)= 62607*106 ргод;
где =12000*12=144 т. р.- среднегодовая заработная плата административно-управленческого персонала сети ( по данным организации на первое марта 2004 года);
- нормативная численность АУП сети;
γ - коэффициент зависящий в основном от уровня напряжения.
Общие издержки по передаче и распределению электроэнергии.
=148*(119664*106+119664*106+47386944*106 + 251658*106 +50332*106+62607*106 )=804546*106ргод;
где -коэффициент учитывающий удорожание эксплуатации в районах с холодным климатом и трудными географическими условиями.
Себестоимость передачи и распределения электроэнергии
Полученная потребителями электрическая энергия = =9854398*106 кВт*ч ( по данным организации на 23 декабря 2003 года);
Себестоимость определяется по формуле:
Вывод: себестоимость передачи и распределения электрической энергии определена для проектируемой сети и составляет 82 копкВт*ч.
Результаты расчета себестоимости передачи
и распределения электрической энергии.
Наименование статей калькуляции
Структура себестоимости %
Отчисления на социальное страхование с заработной платы
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования
Общепроизводственные расходы
4. Определение месячной заработной платы для службы ЛЭП
Рис. 10.1. Структурная схема управления

Ляськино по выкл.doc

6 Организационно-экономическая часть
Исследования рынка показало что воздушные и маломасляные выключатели применяемые ранее на станциях и подстанциях в своем большинстве морально устарели. Так как станция строится на 50-60 лет то необходимо устанавливать современное хорошо зарекомендовавшее себя и надежное оборудование отвечающее последним достижениям науки и техники.
В экономической части анализируется преимущество установки на проектируемой станции вакуумных выключателей по сравнению с маслянными выключателями.
При проектировании необходимо учитывать перспективу развития на станции системы телекоммуникации и дистанционного управления позволяющей проводить управление всеми переключениями на станции с Центрального щита управления. Вакуумное оборудование отвечает требованию автоматизации рабочего процесса. К тому же устанавливаемое элегазовое оборудование не уступает зарубежным аналогам и отвечает современным требованиям по надежности работы и безопасности его обслуживания.
Визуально установлено что эксплуатационные расходы на вакуумном оборудовании значительно ниже чем на маслянном так как не требует постоянного контроля за состоянием масла и его замены. Высокий коммутационный и механический ресурсы качество уплотнений и комплектующих обеспечивают 20 летний межремонтный период для вакуумных выключателей. Текущие эксплуатационные затраты ниже за счет снижения объёма ремонтных работ и расходов на комплектующие изделия.
За счет большего коммутационного ресурса на вакуумных выключателях снижаются капитальные затраты будущих периодов.
Вакуумные выключатели имеют более низкий уровень шума при срабатывании и соответствуют высоким природоохранным требованиям.
2 Стандарты ИСО 9000 системы менеджмента качества при
разработке и проектировании производстве и обслуживании
2.1 Использование стандартов ИСО системы менеджмента качества
Семейство стандартов ИСО 9000 (ГОСТ Р ИСО 9000-2001 ГОСТ Р ИСО 9001-2001 ГОСТ Р ИСО 9004-2001 ГОСТ Р ИСО 19011) образует согласованный комплекс стандартов на системы менеджмента качества содействующий взаимопониманию в национальной и международной торговле.
ГОСТ Р ИСО 9000-2001 описывает основные положения систем менеджмента качества и устанавливает терминологию для систем менеджмента качества.
ГОСТ Р ИСО 9001-2001 определяет требования к системам менеджмента качества для тех случаев когда организации необходимо продемонстрировать свою способность предоставлять продукцию отвечающую требованиям потребителей и установленным к ней обязательным требованиям и направлен на повышение удовлетворенности потребителей.
ГОСТ Р ИСО 9004-2001 содержит рекомендации рассматривающие как результативность так и эффективность системы менеджмента качества. Целью этого стандарта является улучшение деятельности организации и удовлетворенность потребителей и других заинтересованных сторон.
ГОСТ Р ИСО 19011 содержит методические указания по аудиту (проверке) систем менеджмента качества и охраны окружающей среды.
Для успешного руководства организацией и ее функционирования необходимо осуществлять менеджмент систематически и открыто.
2.2 Основные требования к организации при проектировании и разработке
Высшему руководству следует удостовериться что в организации определены внедрены и поддерживаются в рабочем состоянии необходимые процессы проектирования и разработки для результативного и эффективного реагирования на потребности и ожидания своих потребителей и других заинтересованных сторон.
При проектировании и разработке продукции или процессов необходимо обеспечивать способность организации учитывать не только свою основную деятельность и свои функции но и все факторы содействующие тому чтобы характеристики продукции и показатели процессов соответствовали ожиданиям потребителей и других заинтересованных сторон. Например организация должна принимать во внимание жизненный цикл продукции охрану труда возможность проведения испытаний пригодность простоту в использовании надежность долговечность эргономику внешнюю среду утилизацию продукции а также определенные риски.
Высшему руководству необходимо обеспечивать назначение соответствующих работников для управления и проведения систематического анализа чтобы установить достигнуты ли цели в области проектирования и разработки. Такие анализы могут проводиться в выбранных точках процесса проектирования и разработки а также после его завершения.
На подходящих стадиях организации следует также проводить анализы выходов проектирования и разработки и процессов для удовлетворения потребностей и ожиданий потребителей а также работников организации получающих выходные данные процесса. Надо также уделять внимание потребностям и ожиданиям других заинтересованных сторон.
Анализ методов проектирования включает:
- улучшение процессов и продукции;
- применимость выходных данных;
- адекватность записей процесса и анализа;
- деятельность по исследованию отказов;
- будущие потребности процесса проектирования и разработки.
3 Расчет технического уровня
Оценка технического уровня производится на основе расчета коэффициента технического уровня базового и проектного вариантов с последующим их сравнением.
За базовый вариант принят маслянный выключатель ВМГ -10-20630. За проектный вариант принят вакуумный выключатель ВБТЭ-10-20630.
Определение технического уровня и конкурентоспособности будем производить по следующим пунктам:
) привлечение экспертов;
) оценка весомости экспертов;
) отбор показателей;
) определение весомости каждого отобранного показателя.
В качестве экспертов представлены разработчик проекта
Каримова Л.Х. преподаватель Волкова Т.Ю. и инженер Бофтрикова Е.В.
В таблице 6.1 приведены количественные значения параметров.
Таблица 6.1 - Количественные значения параметров
Количественные значения pi
Эксплуатационные расходы %
Продолжение таблицы 6.1
В таблице 6.2 приведена количественная оценка технического уровня выбранного и установленного оборудований по различным параметрам. Количественные значения pi параметров приняты по паспортам оборудования и по усредненным значениям опроса ряда экспертов.
Таблица 6.2–Технический уровень выключателей
Наименование параметра
Количественное значение параметра pi
Коэффициент весомости bi
Количественная характеристика параметра
Эксплуатационные расходы
Номинальное напряжение
* так как технический уровень в данном случае обратно пропорционален значению параметра то количественная характеристика параметра определяется как .
Из таблицы видно что технический уровень выключателя ВБТЭ-10-20630 (ТУ=77124) выше выключателя маслянного ВМГ -10-20630 (ТУ=45833). Таким образом проектный вариант является более прогрессивным.
4 Расчет экономической эффективности
Расчет экономической эффективности применения современного выключателя ВБТЭ-10-20630 сводится к определению затрат на его приобретение монтаж эксплуатацию и ремонт и последующим сравнением этих затрат с аналогичными затратами для базового выключателя ВМГ -10-20630. Для этого составляется калькуляция затрат.
Стоимость монтажа для выключателя ВБТЭ-10-20630 рассчитаем по формуле:
где – полная стоимость выключателя тыс.руб;
– коэффициент стоимости монтажа % (для ВМГ -10-20630– 8% от полной стоимости для ВБТЭ-10-20630 –3% [3]).
Итоговая сумма для выключателя ВБТЭ-10-20630 вычисляется по формуле:
где – количество выключателей.
Расчет для выключателя ВМГ -10-20630 аналогичен. Полная стоимость выключателей и стоимость монтажа приведены в таблице 5.3.
Таблица 6.3 – Полная стоимость выключателей и стоимость монтажа
Полная стоимость тыс. руб
Стоимость монтажа тыс. руб
Затраты на эксплуатацию и ремонт выключателей складываются из затрат на оплату труда рабочим начислений на зарплату стоимости материалов связанных с осуществлением ремонтных работ амортизации оборудования привлекаемого к ремонту и амортизации площадей для ремонта. Количество ремонтов в течение всего срока службы и нормы времени на ремонт одного выключателя приведены в таблице 6.4 [3].
Таблица 6.4– Количество ремонтов в течение всего срока службы и нормы времени на ремонт одного выключателя
Количество ремонтов в течение всего срока службы Nр
Норма времени на ремонт одного выключателя часов
Количество выключателей nв
Полные затраты времени на ремонт Тп часов
Прямую заработную плату ремонтного персонала при часовой тарифной ставке рабочего пятого разряда ЧТС=30 рубчас для выключателя ВБТЭ-10-20630 определим по формуле:
Доплаты по районному коэффициенту принимаются в размере 15 % от прямой заработной платы. Для выключателя ВБТЭ-10-20630 доплаты по районному коэффициенту определим по формуле:
Премии определим по формуле:
Основной фонд оплаты труда рабочих определим по формуле:
Дополнительная заработная плата– это выплаты предусмотренные законодательством о труде– оплата очередных и дополнительных отпусков компенсация за неиспользованный отпуск оплата льготных часов подростков оплата перерывов в работе кормящих матерей и т.д. Величина дополнительной зарплаты берется 10-12 % основной зарплаты. Для выключателя ВБТЭ-10-20630 дополнительная заработная плата равна:
Отчисления на социальное страхование производится с основного фонда зарплаты в размере 26%. Для выключателя ВБТЭ-10-20630 отчисления на социальное страхование определим по формуле:
Полный фонд зарплаты определим по формуле:
Данные по расчету фонда оплаты труда приведены в таблице 6.5.
Таблица 6.5– Данные по расчету фонда оплаты труда ремонтного персонала
Основной фонд оплаты труда руб.
Средние затраты на приобретение и обслуживание выключателей приходящиеся на один год определяется по формуле:
где С–стоимость выключателя с учетом монтажа (таблица 4.3);
Т–время эксплуатации выключателей до списания Т=25 лет.
Для выключателя ВМГ -10-20630 средние затраты равны:
Для выключателя ВБТЭ-10-20630 средние затраты равны:
Годовой экономический эффект от применения выключателя ВБТЭ-10-20630 составляет:
Таким образом годовой экономический эффект от применения вакуумного выключателя ВБТЭ-10-20630 взамен масляного выключателя ВМГ -10-20630 составляет 630402 руб.
Технико-экономические показатели базового и проектного вариантов представлены в таблице 6.6.
Таблица 6.6 – Технико–экономические показатели базового и проектного вариантов
Значения показателя по варианту
Себетоимотсть выключателя
Полные затраты времени на ремонт
Затраты связанные с эксплуатацией выключателя
Полный фонд оплаты труда ремонтного персонала
Годовой экономический эффект
В экономической части произведена оценка технического уровня современного вакуумного выключателя ВБТЭ-10-20630 и обоснование экономической целесообразности его выбора при проектировании подстанции.
Из приведенных расчетов видно что выбранные выключатели вполне отвечают требованиям рынка и подтверждают целесообразность его применения.

5. Выбор числа и мощности трансформаторов связи.doc

3.2.2 Краткая характеристика трансформаторов связи
Согласно НТП на ТЭЦ должно предусматриваться два параллельно работающих трансформатора связи имеющих РПН. Мощность этих трансформаторов должна быть достаточной для выдачи избыточной мощности с шин ГРУ. На ТЭЦ–1 установлено два трансформатора ТДНГУ-40500110.
Произведем проверку установленных трансформаторов:
а) проверим правильность выбора;
б) произведем проверку в двух аварийных режимах:
) аварийное отключение одного из параллельно работающих трансформаторов с 40% перегрузкой работающего;
) аварийное отключение генератора на ГРУ при максимальном потреблении с шин ГРУ и с шин собственных нужд.
Трансформаторы выбираются по мощности исходя из следующих условий:
Определим суммарную реактивную мощность генераторов работающих на ГРУ:
Определим суммарный расход активной и реактивной мощности на собственные нужды на ГРУ:
Определим минимальную реактивную мощность потребляемую с шин ГРУ:
Определим мощность передаваемую через трансформатор связи:
По полученным расчетам выбираем трансформаторы связи:
ТДНГУ-40500110 подходит по всем условиям:
Выбранный трансформатор необходимо проверить в двух режимах:
) аварийное отключение одного из параллельно работающих трансформаторов с 40% перегрузкой работающего:
Определим максимальную реактивную мощность потребления с шин ГРУ:
) аварийное отключение генератора на ГРУ при максимальном потреблении с шин ГРУ и с шин собственных нужд:
Определим мощность через трансформатор связи:
Трансформатор ТДНГУ-40500110 подходит по всем параметрам.
Основные технические данные выбранного трансформатора приведены в таблице .2
Таблице .2-Технические данные трансформатора
Напряжение обмотки кВ

КЗ.doc

3.6 Расчет токов короткого замыкания
Короткие замыкания являются одной из основных причин нарушения нормального режима работы электроустановок и энергосистем в целом. При проектировании подстанции расчёт токов короткого замыкания производится с целью проверки выбранного электрооборудования уставки релейной защиты и токоведущих частей. При расчёте токов короткого замыкания принимают ряд допущений не вносящих существенных погрешностей в расчёты к ним относятся:
) отсутствие качаний генераторов;
) линейность всех элементов схемы (не учитывается насыщение магнитных систем);
) приближённый учёт нагрузок (все нагрузки представляются в виде постоянных по величине индуктивных сопротивлений);
) пренебрежение активными сопротивлениями элементов схемы при расчёте токов короткого замыкания и учёт активных сопротивлений только при определении степени затухания апериодических составляющих токов короткого замыкания;
) пренебрежение распределённой ёмкостью линий за исключением случаев длинных линий и линий в сетях с малым током замыкания на землю;
) симметричность всех элементов системы за исключением места короткого замыкания;
) пренебрежение током намагничивания трансформаторов.
6.1 Расчетная схема с точками короткого трехфазного замыкания и схема замещения
Расчетная схема с точки короткого трехфазного замыкания представлены на рисунке .1.
Рисунок .1 - Структурная схема с указанием точек короткого замыкания
Схема замещения электростанции представлена на рисунке .2
Рисунок .2 – Схема замещения
6.2 Определение сопротивлений элементов схемы замещения
Расчет сопротивлений будет вестись в относительных единицах. Принимаю базисную мощность равной .
6.2.1 Определение сопротивления энергосистемы:
где: - относительное номинальное сопротивление энергосистемы.
- номинальная мощность системы .
.2.2 Определение сопротивления трансформаторов ТДНГУ-405001106:
где: - напряжение короткого замыкания трансформатора ;
- номинальная полная мощность трансформатора.
.2.3 Определение сопротивления генераторов Т2-6-2 Т2-12-2 Т2-15-2 и ТВС-30
где: - продольное сверхпереходное индуктивное сопротивление турбогенераторов в относительных единицах.
.2.5 Определение сопротивления реактора:
где: - сопротивление реактора;
- среднее напряжение на ГРУ .
.3 Расчет токов короткого замыкания в точке К1.
.3.1 Схема замещения электростанции для короткого замыкания в точке К1.
Схема замещения электростанции при коротком замыкании на РУ-110кВ представлена на рисунке .3.1.1
Рисунок 7.3.1.1 Схема замещения ТЭЦ при коротком замыкании на шинах
Применим метод коэффициентов участия:
) определяем эквивалентное сопротивление сложив параллельно те сопротивления которые надо перебросить:
) определяем результирующее сопротивление сложив последовательно и то сопротивление через которое перепрыгиваем:
) для каждой ветви определяем коэффициент участия разделив на каждое сопротивление:
Проверяем: сумма коэффициентов участия должна быть равна единице:
) определяем переносимые сопротивления в точку короткого замыкания с учетом коэффициентов участия для этого делится на каждый коэффициент участия:
) для каждой генерирующей ветви определяем коэффициент участия разделив на каждое сопротивление:
(преобразуем звезду в треугольник)
Приведем схему замещения к виду:
Рисунок .3.1.2 Итоговая схема замещения при коротком замыкании на шинах РУ-110кВ
3.2 Расчет токов короткого замыкания
3.2.1 Определение периодической составляющей:
Определим базовый ток:
где: - базовая мощность ;
- среднее напряжение в точке короткого замыкания.
Определим периодическую составляющую тока короткого замыкания от каждой ветви:
где: - периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент начала короткого замыкания;
- сверхпереходная ЭДС энергосистемы
Таким образом периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент начала короткого замыкания:
3.2.1 Определение ударного тока короткого замыкания по формуле:
где: - ударный ток короткого замыкания
- ударный коэффициент
Определим ударный ток короткого замыкания от каждой ветви:
где: - ударный ток короткого замыкания возникающий под действием энергосистемы С;
- ударный ток короткого замыкания возникающий под действием турбогенераторов Т2-6-2 Т2-12-2 Т2-15-2 ТВС-30;
- ударный ток короткого замыкания возникающий под действием турбогенераторов Т2-6-2 Т2-12-2 ТВС-30;
- ударный коэффициент энергосистемы связанной со сборными шинами где рассматривается короткое замыкание воздушными линиями напряжением 110кВ ;
- ударный коэффициент турбогенераторов Т2-6-2 Т2-12-2 Т2-15-2 ТВС-30 установленных на ГРУ-6 кВ ;
- ударный коэффициент турбогенераторов Т2-6-2 Т2-12-2 ТВС-30 установленных на ГРУ-6 кВ ;
Таким образом суммарный ударный ток короткого замыкания: .
3.2.1 Определение апериодической составляющей тока короткого замыкания от элементов схемы замещения в момент разведения контактов выключателя:
Расчетное время отключения цепи выключателя в учебном проектировании принимаем .
где: - апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания;
Определим апериодическую составляющую тока короткого замыкания от каждой ветви:
где: - апериодическая составляющая тока короткого замыкания возникающая от энергосистемы С;
- апериодическая составляющая тока короткого замыкания возникающая от турбогенераторов Т2-6-2 Т2-12-2 Т2-15-2 ТВС-30 установленных на ГРУ-6 кВ;
- апериодическая составляющая тока короткого замыкания возникающая от турбогенераторов Т2-6-2 Т2-12-2 ТВС-30 установленных на ГРУ-6 кВ;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания от энергосистемы С ;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания от турбогенераторов Т2-6-2 Т2-12-2 Т2-15-2 ТВС-30 установленных на ГРУ-6 кВ ;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания от турбогенераторов Т2-6-2 Т2-12-2 ТВС-30 установленных на ГРУ-6 кВ ;
3.2.4 Определение периодической составляющей тока короткого замыкания от элементов схемы в момент разведения контактов выключателя:
Определим периодическую составляющую тока короткого от каждой ветви:
Так как энергосистема является источником бесконечной мощности и следовательно напряжение энергосистемы остается постоянным:
Определим являются ли турбогенераторы установленные на ГРУ-6 кВ источниками бесконечной мощности:
Следовательно турбогенераторы являются источниками конечной мощности. Тогда:
где: - коэффициент затухания периодической составляющей тока короткого замыкания определяемый по типовым кривым определения затухания периодической составляющей тока короткого замыкания в зависимости от отношения
Таким образом периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя:
Расчетные токи короткого замыкания вносим в таблицу 7.8.1
Расчет токов короткого замыкания в точках К2 К3 К4 и К5 проводим аналогично расчетные токи короткого замыкания вносим в таблицу 7.8.1
7 Расчет токов короткого замыкания в системе собственных нужд
7.1 Схема замещения электростанции для короткого замыкания в системе собственных нужд
Схема замещения электростанции при коротком замыкании на шинах в системе собственных нужд представлена на рисунке 8.4.1.
Рисунок 7.7.1 – Схема замещения при коротком замыкании на шине в системе собственных нужд
где - сопротивление реактора РБ-10-1000-014;
- сопротивление реактора РБАМ-6-1500-6;
- сопротивление реактора РБАМ-6-1000-8;
- сопротивление реактора РБА-6-1000-8;
7 Расчет токов короткого замыкания в точке К6
Используя предыдущие преобразования получаем следующую схему замещения:
Рисунок 7.7.1 – Схема замещения при коротком замыкании на шине в точке К6 (1-ая секция)
В результате получаем следующую схему замещения:
Рисунок 7.7.2 – Итоговая схема замещения при коротком замыкании на шине в системе собственных нужд (1-ая секция)
8.2 Расчет токов короткого замыкания
- среднее напряжение в точке короткого замыкания .
Определим периодическую составляющую тока короткого замыкания от элементов схемы замещения в момент начала короткого замыкания:
где - периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент начала короткого замыкания возникающая под действием энергосистемы и всех турбогенераторов установленных на электростанции объединенных в одну генерирующую ветвь;
- сверхпереходная ЭДС энергосистемы и всех турбогенераторов установленных на электростанции объединенных в одну генерирующую ветвь .
где - периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент начала короткого замыкания возникающая под действием электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание;
- суммарная мощность электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание при этом в учебном проектировании принимаем что суммарная мощность электродвигателей равна мощности трансформатора собственных нужд то есть ;
- номинальное рабочее напряжение электродвигателей .
Определим составляющие ударного тока короткого замыкания от элементов схемы замещения:
где - ударный ток короткого замыкания возникающий под действием энергосистемы и всех турбогенераторов установленных на электростанции объединенных в одну генерирующую ветвь;
- ударный коэффициент энергосистемы и всех турбогенераторов установленных на электростанции объединенных в одну генерирующую ветвь .
где - ударный ток короткого замыкания возникающий под действием электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание;
- ударный коэффициент электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание .
Таким образом ударный ток короткого замыкания:
Определим апериодическую составляющую тока короткого замыкания от элементов схемы замещения в момент разведения контактов выключателя:
где - апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя возникающая под действием энергосистемы и всех турбогенераторов установленных на электростанции объединенных в одну генерирующую ветвь;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания от энергосистемы и всех турбогенераторов установленных на электростанции объединенных в одну генерирующую ветвь .
где - апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя возникающая под действием электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания от электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание .
Таким образом апериодическая составляющая тока короткого замыкания от элементов схемы замещения в момент разведения контактов выключателя:
Определим составляющие периодической составляющей тока короткого замыкания от элементов схемы замещения в момент разведения контактов выключателя:
так как энергосистема и все турбогенераторы установленные на электростанции объединенные в одну генерирующую ветвь являются источником бесконечной мощности и следовательно напряжение энергосистемы и на выводах турбогенераторов остается постоянным.
где - постоянная времени затухания периодической составляющей тока короткого замыкания от электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание .
Получившиеся токи короткого замыкания приведены в таблице 7.8.1
7 Расчет токов короткого замыкания в точке К7
Рисунок 7.7.1 – Схема замещения при коротком замыкании на шине в точке К7 (2-ая секция)
Рисунок 7.7.2 – Итоговая схема замещения при коротком замыкании на шине в системе собственных нужд
7 Расчет токов короткого замыкания в точке К8
Используя предыдущие преобразования получаем итоговую схему замещения:
Рисунок 7.7.2 – Итоговая схема замещения при коротком замыкании на шине в системе собственных нужд (3-ая секция)
7 Расчет токов короткого замыкания в точке К9
Рисунок 7.7.1 – Схема замещения при коротком замыкании на шине в точке К9 (4-ая секция)
Преобразим звезду в треугольник:
Рисунок 7.7.2 – Итоговая схема замещения при коротком замыкании на шине в системе собственных нужд (4-ая секция)
7 Расчет токов короткого замыкания в точке К10
Рисунок 7.7.1 – Схема замещения при коротком замыкании на шине в точке К10 (7-ая секция)
Расчет токов короткого замыкания в точке К10 проводим аналогично расчетам в точке К7.
7 Расчет токов короткого замыкания в точке К11
Рисунок 7.7.1 – Схема замещения при коротком замыкании на шине в точке К11 (8-ая секция)
Рисунок 7.7.2 – Итоговая схема замещения при коротком замыкании на шине в системе собственных нужд (8-ая секция)
Расчет токов короткого замыкания проводим аналогично предыдущим расчетам.
7 Расчет токов короткого замыкания в точке К12
Рисунок 7.7.1 – Схема замещения при коротком замыкании на шине в точке К12 (11-ая секция)
Расчет токов короткого замыкания в точке К12 проводим аналогично расчетам в точке К7.
8.3 Токи короткого замыкания
Составим таблицу с указанием места короткого замыкания генерирующих ветвей и полученных токов короткого замыкания:
Таблица 7.8.1 – Расчетные токи короткого замыкания
Наименование точки короткого замыкания
Наименование генерирующей ветви

ТЭЦ.doc

3 Проектирование электрической части электростанции ТЭЦ–1
1 Исходные данные для проектирования
Тип электростанции ..теплоэлектроцентраль
Номинальная мощность Рном.ст МВт 111
Напряжения линий связи с энергосистемой кВ .110
Максимальная мощность на шинах 110 кВ Рmax110 МВт .. ..40
Максимальная мощность на шинах ГРУ 6 кВ РmaxГРУ 6 МВт ..55
Номинальная мощность на шинах ГРУ 6 кВ РнГРУ 6 МВт . ..45
Номинальный коэффициент мощности cos φ . ..08
Топливо .. .. газомазут
Время максимальной работы Тmax ч .. .. 8760
Параметры энергосистемы подключенной к РУ 110 кВ:
Sн..с110МВА .. . .. .4000 Хн..с*110 . . .. .17
длина линии lЛЭП110 км
– ТЭЦ1– СПП1 .. .. .1342
– ТЭЦ1–ПС Донская ..18
Расчет производиться при максимальных нагрузках
2 Характеристика структурной схемы Уфимской ТЭЦ–1
Структурная схема ТЭЦ–1 не блочная с распределительным устройством генераторного напряжения.
С шин генераторного распредустройства (ГРУ) 6 кВ выдается мощность 111 МВт к шинам присоединены семь генераторов мощностью 2х6 МВт 2х12 МВт 1х15 МВт 2х30 МВт.
РУ–110 кВ и ГРУ-6 кВ соединяются двумя трансформаторами связи.
Структурная схема ТЭЦ–1 приведена на рисунке 3.1.
Рисунок 3.1 – Структурная схема ТЭЦ–1
3 Краткая характеристика основного оборудования
3.1 Краткая характеристика генераторов
На ТЭЦ–1 установлено семь генераторов. Первый второй генераторы типа Т2-6-2; третий – Т2-15-2; четвертый пятый – Т2-12-2; шестой и седьмой типа ТВС-30.
Краткие номинальные данные генераторов приведены в таблице 3.1 [15].
Таблица 3.1 – Технические данные генераторов
Турбогенераторы ТВС с косвенным водородным охлаждением обмоток статора и ротора и непосредственным охлаждением железа статора.
Генераторы Т2-6-2 Т2-12-2 с воздушным охлаждением.
3.2 Краткая характеристика трансформаторов связи
Согласно НТП на ТЭЦ должно предусматриваться два параллельно работающих трансформатора связи имеющих РПН. Мощность этих трансформаторов должна быть достаточной для выдачи избыточной мощности с шин ГРУ. На ТЭЦ–1 установлено два трансформатора ТДНГУ-40500110.
Производим проверку установленных трансформаторов в максимальном и аварийном режимах.
3.2.1 Проверка трансформаторов связи в максимальном режиме
Трансформаторы Т1 и Т2 должны удовлетворять следующему условию:
Трансформаторы Т1 и Т2 удовлетворяют условию проверки в максимальном режиме.
3.2.2 Проверка трансформаторов связи в аварийном режиме
Выбранный трансформатор необходимо проверить в двух аварийных режимах.
Аварийная перегрузка трансформаторов разрешается в аварийных случаях например при выходе из строя параллельно включенного трансформатора. Допустимая аварийная перегрузка определяется допустимыми температурами обмотки (140°С для трансформаторов напряжением 110 кВ).
Трансформаторы с системами охлаждения М Д ДЦ и Ц при первоначальной нагрузке допускают перегрузку на 40% в течение 6 часов при температуре охлаждающего воздуха не более 20 °С.
Производим проверку при аварийном отключении одного из параллельно работающих трансформаторов с перегрузкой 40% работающего:
Определим максимальную реактивную мощность потребления с шин ГРУ:
Определим мощность передаваемую через трансформатор связи:
Производим проверку при аварийном отключении одного генератора на ГРУ при максимальном потреблении мощности с шин ГРУ и с шин собственных нужд:
Определим мощность через трансформатор связи:
Трансформатор ТДНГУ-40500110 подходит по всем параметрам.
Основные технические данные выбранного трансформатора приведены в таблице 3.2
Таблице 3.2 – Технические данные трансформатора
Напряжение обмотки кВ
3.3 Проверка секционных реакторов
Для ограничения токов КЗ на секциях ГРУ устанавливают секционный реактор.
На реконструируемой станции установлены секционные реакторы типа РБА-6-4000-12 и РБА-6-1500-12 в цепи низшего напряжения трансформатора Т3. Номинальные данные реактора приведены в таблице 3.3.
Таблица 3.3 - Номинальные данные реактора
Номинальное напряжение кВ
Длительно допустимый ток А
Номинальное индуктивное сопротивление Ом
Производим проверку секционного реактора РБА-6-4000-12:
– номинальное напряжение реактора должно соответствовать номинальному напряжению установки кВ:
– номинальный ток реактора не должен быть меньше максимального длительного тока нагрузки цепи в которую он включен А:
Таким образом кА. Из этого следует что установленный на ТЭЦ–1 секционный реактор РБА-6-4000-12 удовлетворяет всем условиям и не требует замены.
Остальные секционные реакторы проверим аналогичным образом.
4 Описание схемы распределительных устройств
4.1 Общие сведения о выборе схем распределительных устройств
Главная схема электрических соединений подстанции представляет собой совокупность основного электрооборудования сборных шин коммутационной аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями.
При выборе схемы электрических соединений подстанции учитываются множество требований предъявляемые к схемам подстанций.
Из сложного комплекса предъявляемых условий влияющих на выбор главных схем электрических соединений можно выделить несколько основных требований:
– надежность электроснабжения потребителей;
– надежность транзита мощности через подстанцию;
– приспособленность схемы к проведению ремонтных работ;
– оперативная гибкость электрической схемы;
– экономическая целесообразность;
– возможность расширения подстанции.
4.2 Описание схемы распределительного устройства 110 кВ
На ТЭЦ–1 распределительное устройство (РУ) 110 кВ закрытого типа. ЗРУ 110 кВ имеет схему с двумя рабочими и обходной системами шин. Эта схема применяется при числе присоединений до 12 в данном случае ЗРУ 110 кВ имеет пять присоединений (три линии и два трансформатора). В нормальном режиме обе системные шины находятся под напряжением. Все системы шин находятся внутри помещения ЗРУ обходной и шиносоединительный выключатели совмещены в одном присоединении (ОШСВ–110кВ).
Все присоединения ЗРУ-110 кВ распределены по секциям с фиксацией присоединений:
– на первой СШ должны быть (ВЛ) СПП–1 ВЛ "Донская" (возможна перефиксация данного присоединения на вторую СШ) и трансформатор связи Т1;
– на второй СШ должны быть ВЛ СПП–2 и трансформатор связи Т2;
– обходная СШ находится в резерве без напряжения.
Обходной шиносоединительный выключатель (ОШСВ) включен между первой и второй СШ ЗРУ-110 кВ.
Обходная система шин вместе с обходным выключателем служат для вывода в ремонт любого выключателя кроме секционного. Данная схема позволяет выводить в ремонт любой выключатель а также систему шин не нарушая работы присоединений. Она надежна экономична проста и позволяет производить расширение без коренной реконструкции.
Схема РУ–110 кВ приведена на рисунке 3.2.
Рисунок 3.2 – Схема распределительного устройства 110 кВ
4.3 Описание схемы генераторного распределительного
Для генераторного распределительного устройства (ГРУ) используется схема с двумя системами сборных шин. ГРУ – 6 кВ имеет 6 секций для каждой секции имеется рабочая и резервная системы шин связанные шиносоединительными выключателями. Шиносоединительные выключатели нормально отключены. Все секции между собой закольцованы. Секции связаны между собой реактированными фидерами связи.
Генераторы присоединены на первую систему сборных шин от которой получают питание групповые реакторы и трансформаторы связи.
Каждый элемент присоединяется через развилку дух шинных разъединителей что позволяет осуществлять работу как на одной так и на другой системе шин. Все присоединения ГРУ – 6кВ включены на свои рабочие системы шин. Резервная система шин находится в резерве без напряжения.
Схема ГРУ – 6 кВ приведена на рисунке 3.3.
Рисунок 3.3 – Схема генераторного распределительного устройства 6 кВ
4.4 Описание схемы собственных нужд ТЭЦ–1
К потребителям собственных нужд на станциях относятся электродвигатели которые являются приводами механизмов обслуживающих технологический процесс (насосы задвижки вентиляторы и т. д.) а так же освещение и электроотопление.
Для питания этих потребителей сооружается два распределительных устройства собственных нужд (РУСН):
– распределительное устройство собственных нужд 6 кВ для питания электродвигателей 200 кВт и выше;
– распределительное устройство собственных нужд 04 кВ (220380 В) для питания остальных потребителей.
В не блочной ТЭЦ части согласно НТП рабочие секции собственных нужд запитываются с секций шин ГРУ причем с одной секции ГРУ можно запитать не более двух рабочих секций собственных нужд.
Количество рабочих секций собственных нужд в не блочной части определяется числом котлов. Т.к. на проектируемой ТЭЦ установлено восемь котлов то и количество рабочих секций собственных нужд питающихся от ГРУ будет равно восьми. Таким образом распределительное устройство собственных нужд 6кВ станции имеет девять секций и резервная сборка КРУСН–6кВ.
Каждая рабочая секция собственных нужд связана через нормально отключенный выключатель с резервной магистралью собственных нужд. Между рабочим и резервным питанием установлено АВР. Резервная магистраль согласно НТП выполняется одиночной несекционированной системой шин. 1–3 секции РУСН-6кВ имеет одну общую резервную систему шин с шиносоединительными выключателями (ШСМВ).
Ячейки РУ–6 кВ 4–12 секций выполнены шкафами КРУ с выкатными тележками и не имеют резервной системы шин (резервным питанием для 11 12 секций является соседняя секция а для 6–8 секций резервная сборка КРУСН–6 кВ).
Т.к. напряжение на ГРУ и РУСН равно 63 кВ то выбор трансформаторов собственных нужд не производим.
Схема собственных нужд станции приведена на рисунке 3.4.
Рисунок 3.4 – Схема собственных нужд 6 кВ
5 Расчет токов короткого замыкания
5.1 Общие сведения о расчете
Коротким замыканием (КЗ) называется нарушение нормальной работы электрической установки вызванное замыканием фаз между собой а также замыканием фаз на землю в сетях с глухозаземленными нейтралями.
Короткие замыкания являются одной из основных причин нарушения нормального режима работы электроустановок и энергосистем в целом. При проектировании подстанции расчёт токов короткого замыкания производится с целью проверки выбранного электрооборудования уставки релейной защиты и токоведущих частей. При расчёте токов короткого замыкания принимают ряд допущений не вносящих существенных погрешностей в расчёты к ним относятся:
– отсутствие качаний генераторов;
– линейность всех элементов схемы (не учитывается насыщение магнитных систем);
– приближённый учёт нагрузок (все нагрузки представляются в виде постоянных по величине индуктивных сопротивлений);
– пренебрежение активными сопротивлениями элементов схемы при расчёте токов короткого замыкания и учёт активных сопротивлений только при определении степени затухания апериодических составляющих токов короткого замыкания;
– пренебрежение распределённой ёмкостью линий за исключением случаев длинных линий и линий в сетях с малым током замыкания на землю;
– симметричность всех элементов системы за исключением места короткого замыкания;
– пренебрежение током намагничивания трансформаторов.
5.2 Расчетная схема с точками трехфазного короткого замыкания и схема замещения
Расчетная схема с точками трехфазного короткого замыкания приведена на рисунке 3.5.
Рисунок 3.5 – Структурная схема с указанием точек
Схема замещения электростанции приведена на рисунке 3.6.
Рисунок 3.6 – Схема замещения ТЭЦ–1
5.3 Определение сопротивлений элементов схемы замещения
Расчет сопротивлений выполняют в относительных единицах. Примем базисную мощность равной .
Определим сопротивления энергосистемы по формуле:
где – относительное номинальное сопротивление энергосистемы.
– номинальная мощность системы .
Определим сопротивления трансформаторов ТДНГУ-405001106:
где – напряжение короткого замыкания трансформатора ;
– номинальная полная мощность трансформатора.
Определим сопротивления генераторов Т2-6-2 Т2-12-2 Т2-15-2 и ТВС-30 по формулам:
где – продольное сверхпереходное индуктивное сопротивление турбогенераторов в относительных единицах.
Определим сопротивления реакторов по формулам:
где - сопротивление реактора;
- среднее напряжение на ГРУ .
5.4 Расчет токов короткого замыкания в точке К1
Схема замещения электростанции при коротком замыкании на РУ 110кВ приведена на рисунке 3.7.
Рисунок 3.7 – Схема замещения ТЭЦ при коротком замыкании на шинах
Применим метод коэффициентов участия (для ):
) определяем эквивалентное сопротивление сложив параллельно те сопротивления которые надо перебросить:
) определяем результирующее сопротивление сложив последовательно и то сопротивление через которое перепрыгиваем:
) для каждой ветви определяем коэффициент участия разделив на каждое сопротивление:
Проверим сумма коэффициентов участия должна быть равна единице:
) определяем переносимые сопротивления в точку короткого замыкания с учетом коэффициентов участия для этого делится на каждый коэффициент участия:
Аналогично применим метод коэффициентов участия (для ). В результате получим:
Далее сопротивления складываем параллельно:
Преобразим звезду в треугольник:
Далее сопротивления складываем последовательно:
Приводим схему замещения к виду (рисунок 3.8):
Рисунок 3.8 – Итоговая схема замещения при коротком замыкании
Произведем расчет токов короткого замыкания в точке К1:
) Определим периодическую составляющую.
Для этого определим базовый ток по формуле
где: – базовая мощность ;
– среднее напряжение в точке короткого замыкания.
Определим периодическую составляющую тока короткого замыкания от системы по формуле
где – периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент начала короткого замыкания;
– сверхпереходная ЭДС энергосистемы.
Периодическую составляющую тока короткого замыкания остальных ветвей определим аналогично результаты расчета приведены в таблице 3.4.
Таким образом периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент начала короткого замыкания равна:
) Определим ударный ток короткого замыкания от системы по формуле
где – ударный ток короткого замыкания возникающий под действием энергосистемы С;
- ударный коэффициент энергосистемы связанной со сборными шинами где рассматривается короткое замыкание воздушными линиями напряжением 110кВ .
Ударный ток остальных ветвей определим аналогично результаты расчета приведены в таблице 3.4.
Таким образом ударный ток короткого замыкания равен:
) Определим апериодическую составляющую тока короткого замыкания от системы в момент разведения контактов выключателя по формуле:
где - апериодическая составляющая тока короткого замыкания возникающая от энергосистемы С;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания от энергосистемы С ;
Расчетное время отключения цепи выключателя в учебном проектировании принимаем .
Таким образом апериодическая составляющая тока короткого замыкания:
) Определим периодическую составляющую тока короткого замыкания от элементов схемы в момент разведения контактов выключателя.
Так как энергосистема является источником бесконечной мощности и следовательно напряжение энергосистемы остается постоянным:
Определим являются ли турбогенераторы установленные на ГРУ-6 кВ источниками бесконечной мощности:
Следовательно турбогенераторы являются источниками конечной мощности тогда:
где – коэффициент затухания периодической составляющей тока короткого замыкания определяемый по типовым кривым определения затухания периодической составляющей тока короткого замыкания в зависимости от отношения при
Для остальных ветвей расчет производим аналогично результаты расчета приведены в таблице 3.4.
Таким образом периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя равна:
Расчет токов короткого замыкания в точках К2– К5 проводим аналогично расчетные токи короткого замыкания приведены в таблице 3.4.
5.4 Расчет токов короткого замыкания в системе собственных нужд
5.4.1 Схема замещения электростанции для короткого замыкания в системе собственных нужд
Схема замещения электростанции при коротком замыкании на шинах в системе собственных нужд представлена на рисунке 3.9.
Рисунок 3.9 – Схема замещения при коротком замыкании на шине
в системе собственных нужд
где - сопротивление реактора РБ-10-1000-014;
- сопротивление реактора РБАМ-6-1500-6;
- сопротивление реактора РБАМ-6-1000-8;
- сопротивление реактора РБА-6-1000-8;
5.5 Расчет токов короткого замыкания в точке К6
Используя предыдущие преобразования получаем следующую схему замещения:
Рисунок 3.10 – Схема замещения при коротком замыкании на шине
в точке К6 (1-ая секция)
В результате получаем следующую схему замещения:
Рисунок 3.11 – Итоговая схема замещения при коротком замыкании на шине в системе собственных нужд (1-ая секция)
Произведем расчет токов короткого замыкания в точке К6:
) Определим базовый ток:
) Определим периодическую составляющую тока короткого замыкания от системы в момент начала короткого замыкания:
где - периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент начала короткого замыкания возникающая под действием энергосистемы и всех турбогенераторов установленных на электростанции объединенных в одну генерирующую ветвь;
- сверхпереходная ЭДС энергосистемы и всех турбогенераторов установленных на электростанции объединенных в одну генерирующую ветвь .
где - периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент начала короткого замыкания возникающая под действием электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание;
- суммарная мощность электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание при этом в учебном проектировании принимаем что суммарная мощность электродвигателей равна мощности трансформатора собственных нужд то есть ;
- номинальное рабочее напряжение электродвигателей .
) Определим составляющие ударного тока короткого замыкания от элементов схемы замещения:
где - ударный ток короткого замыкания возникающий под действием энергосистемы и всех турбогенераторов установленных на электростанции объединенных в одну генерирующую ветвь;
- ударный коэффициент энергосистемы и всех турбогенераторов установленных на электростанции объединенных в одну генерирующую ветвь .
где - ударный ток короткого замыкания возникающий под действием электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание;
- ударный коэффициент электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание .
Таким образом ударный ток короткого замыкания равен:
) Определим апериодическую составляющую тока короткого замыкания от элементов схемы замещения в момент разведения контактов выключателя. Расчетное время отключения цепи выключателя в учебном проектировании принимаем .
где – апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя возникающая под действием энергосистемы и всех турбогенераторов установленных на электростанции объединенных в одну генерирующую ветвь;
– постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания от энергосистемы и всех турбогенераторов установленных на электростанции объединенных в одну генерирующую ветвь .
где – апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя возникающая под действием электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание;
– постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания от электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание .
Таким образом апериодическая составляющая тока короткого замыкания от элементов схемы замещения в момент разведения контактов выключателя:
) Определим периодической составляющей тока короткого замыкания от элементов схемы замещения в момент разведения контактов выключателя:
так как энергосистема и все турбогенераторы установленные на электростанции объединенные в одну генерирующую ветвь являются источником бесконечной мощности и следовательно напряжение энергосистемы и на выводах турбогенераторов остается постоянным.
где - постоянная времени затухания периодической составляющей тока короткого замыкания от электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание .
Расчетные токи короткого замыкания приведены в таблице 3.4.
5.6 Токи короткого замыкания
Составим таблицу с указанием места короткого замыкания генерирующих ветвей и полученных токов короткого замыкания:
Таблица 3.4 – Расчетные токи короткого замыкания
Наименование точки короткого замыкания
Наименование генерирующей ветви
Продолжение таблицы 3.4
6 Выбор выключателей и разъединителей
6.1 Общие сведения о выборе выключателей и разъединителей
Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения цепи в любых режимах.
К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования:
– надёжное отключение токов любой величины от десятков ампер до номинального тока отключения;
– быстрота действия то есть наименьшее время отключения;
– пригодность для автоматического повторного включения то есть быстрое включение выключателя сразу же после отключения;
– возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110кВ и выше;
–удобство ревизии и осмотра контактов и механической части;
–взрыво- и пожаробезопасность;
– удобство транспортировки и обслуживания.
В учебном проектировании выключатели выбирается по цепи самого мощного присоединения. Мощность ЛЭП принимается равной пропускной способности линии. Мощность в цепях обмоток трансформаторов равна перетокам мощности через трансформатор.
6.2 Проверка выключателей и разъединителей в цепях РУ-110кВ
На данной электростанции в цепях РУ–110 кВ установлен вакуумный выключатель ВБЭ-110-201600 У3.
Установленный выключатель должен удовлетворять следующим условиям:
где – номинальной ток цепи в которой устанавливается выключатель;
– максимальный ток цепи в которой устанавливается выключатель;
– номинальная мощность;
– номинальное напряжение на РУ-110кВ .
Проверяем выключатель по следующим условиям:
– по току отключения:
где - номинальный ток отключения выключателя;
- периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя.
Таким образом условие выполняется.
– на возможность отключения апериодической составляющей:
где – номинальная апериодическая составляющая тока короткого замыкания которую может отключить выключатель;
– апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя;
где – нормированное процентное содержание апериодической составляющей в полном токе короткого замыкания ( при отсутствии данного параметра в паспортных данных см. на стр.296[4]) определим для момента расхождения контактов выключателя
где - время необходимое для разведения контактов от начала момента короткого замыкания;
- минимальное время срабатывания защиты ;
- полное время отключения выключателя которое для выключателя ВБЭ-110-201600 У3 .
– на термическую устойчивость:
где – допустимый тепловой импульс.
где – расчетный тепловой импульс.
где – ток термической стойкости если отсутствуют паспортные данные то принимаем кА;
– время протекания тока термической стойкости если отсутствуют паспортные данные то принимаем ;
– периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент начала короткого замыкания;
– постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания принимаю .
где – время срабатывания защиты;
– время отключения выключателя;
– на электродинамическую устойчивость:
где – ток динамической стойкости
– ударный ток короткого замыкания.
Всем этим условиям удовлетворяет выбранный выключатель ВБЭ-110-201600 У3.
Проверим установленный разъединителя в цепях РУ–110 кВ.
На данной электростанции в цепях РУ–110 кВ установлен разъединитель типа РЛНД-110600.
Установленный разъединитель должен удовлетворять следующим условиям:
Установленный разъединитель проверим по токам короткого замыкания только по двум условиям:
где - ток термической стойкости ;
- время протекания тока термической стойкости принимаем ;
- периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент начала короткого замыкания;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания принимаю .
где - время срабатывания защиты;
- время отключения выключателя.
Выбранный выключатель и разъединитель по данным критериям проходят. Паспортные и расчетные данные сведем в таблицу:
Таблица 3.5 – Паспортные и расчетные данные выключателя
и разъединителя устанавливаемого на РУ-110кВ
6.3 Проверка выключателей и разъединителей в цепях ГРУ-6 кВ
На ГРУ-6 кВ произведем проверку в цепи самого мощного присоединения которым является генератор типа ТВС-30.
Маломасляный выключатель МГ-10-50001800 должен удовлетворять условиям ():
где - номинальной ток цепи генератора в которой устанавливается выключатель;
- максимальный ток цепи генератора в которой устанавливается выключатель;
– номинальная мощность генератора;
– номинальное напряжение на ГРУ-6 кВ.
Проверим выключатель по следующим условиям:
Нормированное значение так как
Если по первому условию выключатель проходит а по второму нет выполняем проверку по полному току:
где – предельный сквозной ток;
Всем этим условиям удовлетворяет установленный выключатель МГ-10-50001800.
Произведем проверку разъединителя типа РВК-104000 согласно условиям ():
Выбранные разъединители проверяются по токам короткого замыкания только по двум условиям:
Установленные выключатель и разъединитель по данным критериям проходят. Паспортные и расчетные данные сведем в таблицу 3.6.
Таблица 3.6 – Паспортные и расчетные данные выключателя и разъединителя устанавливаемого в цепи генератора ТВС-30
6.4 Выбор выключателей и разъединителей в системе собственных нужд 6 кВ
Выключатели вакуумные типа ВБТЭ предназначены для коммутации электрических цепей переменного тока частотой 50 Гц с номинальным напряжением 10 кВ. Выключатели используются как коммутирующие аппараты в распределительных устройствах (КРУ КСО и др.) в сетях переменного тока.
Выбор выключателей проводим по максимальным токам в системе собственных нужд (8 секция).
Вакуумный выключатель ВБТЭ-10-63020 должен удовлетворять следующим условиям:
где – суммарная активная мощность двигателей секции;
– коэффициент мощности двигателей.
Проверяем выбранный выключатель по следующим условиям:
где – по паспортным данным.
где – по паспортным данным кА;
Всем этим условиям удовлетворяет выбранный выключатель ВБТЭ-10-63020.
Произведем выбор разъединителей в системе собственных нужд 6 кВ.
Выберем разъединитель типа РВ–6 согласно условиям ():
Таким образом условие выполняется;
Установленные выключатель и разъединитель по данным критериям проходят. Паспортные и расчетные данные сведем в таблицу 3.7.
Таблица 3.7 – Паспортные и расчетные данные выключателя и разъединителя устанавливаемого в системе собственных нужд
7 Выбор ограничителей перенапряжения в системе собственных
Проблемой вакуумных выключателей является высокий уровень перенапряжения в момент коммутации для избежания данной проблемы проектом предусмотрено установить в системе СН–6 кВ ограничители перенапряжения (ОПН). ОПН являются одним из основных элементов электростанций которые обеспечивают защиту оборудования РУ и линий от коммутационных и грозовых перенапряжений.
8 ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНЫХ ЗАЩИТ И АВТОМАТИКИ.
Выбор типов релейной защиты установленной на электростанции осуществляется в объеме выбора защит силового трансформатора и защит на стороне 63 кВ.
На силовом трансформаторе ставятся следующие типы защит:
) Продольная дифференциальная защита от коротких замыканий трансформатора и на его выводах (tрз= 0.1 с).
) Газовая защита от внутренних повреждений в трансформаторе и от понижения уровня масла в трансформаторе( tрз= 0.1 с).
) Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания (tрз= 22с).
) Максимально-токовая защита от сверхтоков перегрузки с действием на сигнал.
На секционном выключателе устанавливается комплект МТЗ (tрз= 17с).
На кабелях отходящих к потребителю устанавливаются следующие виды релейной защиты:
Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания (tрз= 1.2 с).
Токовая отсечка если кабель не проходит по термической стойкости по времени действия МТЗ ( tрз= 0.2 с).
Токовая защита сигнализирующая замыкание на землю в кабеле.
На шинах 63 кВ должен быть предусмотрен контроль изоляции с использованием трансформатора напряжения НАМИ. Контроль изоляции выполняется в виде комплекта реле напряжения включаемого на обмотку разомкнутого треугольника и реле времени с действием на сигнал. Кроме того предусматривается возможность определения поврежденной фазы с помощью вольтметра подключаемого на фазные напряжения.
На стороне высшего напряжения устанавливаются быстродействующие защиты (tрз=0.1с).
На проектируемой электростанции предусмотрены следующие виды автоматики:
Автоматическое включение резерва [АВР] на секционном выключателе 105 кВ и на автомате 0.4 кВ трансформатора собственных нужд.
Автоматическое повторное включение линий ВН [АПВ].
Автоматическое включение охлаждающих устройств трансформатора.
9 Проверка измерительных трансформаторов тока
Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
В пределах учебного проектирования измерительные трансформаторы тока выбираются в тех же цепях где выбирались выключатели.
9.2 Проверка измерительных трансформаторов тока на РУ–110кВ
На распределительном устройстве 110кВ установлен трансформатор тока типа ТФНД–1106005.
Проведем проверку установленного трансформатора тока по следующим условиям:
где - номинальное рабочее напряжение первичной обмотки трансформатора тока кВ;
- напряжение на РУ-110кВ где устанавливается трансформатор тока .
где - номинальный рабочий ток первичной обмотки трансформатора тока ;
- номинальной ток цепи в которой устанавливается трансформатор тока.
Проведем проверку трансформатора тока:
– на термическую стойкость:
где – кратность тока [2](неклепаев);
– время термической стойкости [2];
– тепловой импульс по расчету (см. пункт 10.1(выбор выкл)).
– на динамическую устойчивость:
где – ток электродинамической стойкости.
где – кратность электродинамической стойкости [2].
– на вторичную нагрузку:
так как индуктивное сопротивление приборов проводов во вторичной обмотке мало по сравнению с активным будем считать что
где – допустимая вторичная нагрузка Ом
– расчетное сопротивление приборов и проводов во вторичной обмотке.
Определим по формуле
где - сопротивление приборов подключенных ко вторичной обмотке;
- сопротивление контактов во вторичной обмотке;
- сопротивление проводов во вторичной обмотке.
Для определения составим таблицу 3.8.
Таблица 3.8 – Приборы устанавливаемые во вторичную обмотку трансформатора тока на РУ-110кВ
Потребляемая мощность
где - суммарная мощность потребляемая приборами установленными во вторичной обмотке трансформатора тока;
- номинальный ток протекающий во вторичной обмотке трансформатора тока .
При расчете считаем что . Следовательно:
Определим сечение провода по формуле
где - площадь сечения провода;
- расчетная длина провода определяется по [1рожкова] м;
- удельное сопротивление провода применяем алюминиевые провода
Округлим до ближайшего стандартного значения:
Рассчитываем по формуле
9.3 Проверка измерительных трансформаторов тока на ГРУ-6 кВ
В цепях РУ–6 кВ трансформаторы тока встроены в КРУ поэтому не выбираются.
10 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
Измерительные трансформаторы напряжения (TV) – это аппараты для преобразования напряжения первичных цепей в стандартные для измерительных приборов устройств релейной защиты и автоматики напряжения (100 или 100В). TV выбирают на каждую систему шин а если она секционирована то на каждую секцию.
10.2 Проверка измерительного трансформатора напряжения на РУ-110кВ
На РУ-110кВ установлены измерительный трансформатор напряжения типа НКФ-110-57.
Проведем проверку установленного трансформатора по условиям:
где – номинальное напряжение первичной обмотки измерительного трансформатора напряжения;
– номинальное напряжение цепи в которой устанавливается змерительный трансформатор напряжения в данном случае на РУВН.
) по схеме соединения.
Данный измерительный трансформатор напряжения выполняется в каскадном исполнении 11–0. Таким образом из группы измерительных трансформаторов напряжения НКФ-110-57 можно собрать схему соединения:
) по вторичной нагрузке:
где - допустимая мощность потребляемая приборами которые установлены во вторичной цепи измерительного трансформатора напряжения . - мощность потребляемая приборами которые установлены во вторичной цепи измерительного трансформатора напряжения.
Для определения составим таблицу 3.11.
Таблица 3.11 – Приборы устанавливаемые во вторичную обмотку трансформатора напряжения на РУ-110кВ
Наименование прибора
Потребляемая мощность одной
Счетчик активной мощности
Регистрирующие приборы
Приборы синхронизации
Обходной выключатель
Счетчик реактивной мощности
10.3 Проверка измерительного трансформатора напряжения на ГРУ–6 кВ
На ГРУ–6 кВ установлены измерительные трансформаторы напряжения типа НАМИ–6–66.
Измерительный трансформатор напряжения НАМИ–6–66 имеет схему соединения:
Данный измерительный трансформатор напряжения выполняется в трехфазном исполнении. Схема соединения:
Для определения составим таблицу 3.12.
Таблица 3.12 – Приборы устанавливаемые во вторичную обмотку трансформатора напряжения на ГРУ – 6 кВ
Потребляемая мощность
Сборные шины генераторного напряжения
Трансфор-матор связи
10.4 Выбор измерительного трансформатора напряжения в системе собственных нужд 6 кВ
В системе собственных нужд 6 кВ предварительно устанавливаем измерительные трансформаторы напряжения типа НАМИ–6–66.
Проведем проверку выбранного трансформатора по условиям выбора:
) по схеме соединения:
Для определения составим таблицу
Таблица 10.3 – Приборы устанавливаемые во вторичную обмотку трансформатора напряжения в системе собственных нужд 6 кВ
11 Выбор токоведущих частей
Основное электрическое оборудование электростанций и аппараты в этих цепях (выключатели разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа которые образуют токоведущие части электрической установки.
В данном дипломном проекте нашей задачей в этом разделе является выбрать шины и ошиновку РУ–110 кВ и ГРУ–6 кВ; комплектные токопроводы для генераторов установленных на электростанции.
11.2 Выбор сборных шин для РУ–110 кВ
Согласно [16 Правила устройства электроустановок. М.: Энергоиздат 2003 г.]в РУ–110 кВ в качестве шин и ошиновки применяются гибкие шины выполненные проводами АС.
Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах равной току наиболее мощного присоединения в данном случае цепь трансформатора:
где Imax – ток самого мощного присоединения РУ – 110 кВ при максимальной нагрузке на шинах.
Выбираем для РУ–110 кВ сталеалюминевые провода марки АС–15024 (Iдоп=365 А ).
Проверка шин на схлестывание не производится так как
Проверка шин РУ–110 кВ на термическую стойкость:
По выше приведённым данным тепловой импульс Вк=75249 кА2с; С=90 [Рожкова 142].
Следовательно проводник является термически стойким т.к. выполнено неравенство:
qmin=96385 мм2≤q=149 мм2.
Выбранные шины проверяются по условиям коронирования:
Начальная критическая напряжённость электрического поля:
где m – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода m=082;
r0 – радиус провода см.
Напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода определяют по формуле:
где U=11Uном. – линейное напряжение кВ;
Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см. При горизонтальном расположении фаз:
где D=400 мм – расстояние между соседними фазами.
Таким образом выбранный провод по условиям короны проходит.
Следовательно данный токопровод по всем параметрам подходит.
11.3 Выбор сборных шин для ГРУ–6 кВ
Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбираются поэтому выбор производится по допустимому току.
Наибольший ток в цепи генераторов и сборных шин:
Принимаем шины коробчатого сечения алюминиевые . С учетом поправочного коэффициента на температуру 094: .
Произведём проверку выбранных шин на термическую стойкость. По выше приведённым данным тепловой импульс Вк=367798 кА2с; С=90 [17].
что меньше выбранного сечения следовательно шины термически стойки.
Проведем проверку сборных шин на механическую прочность . Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции поэтому расчет производится без учета колебательного процесса в механической конструкции. Принимаем что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом тогда момент сопротивления . При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчетная формула имеет вид:
Следовательно шины механически прочны.
11.4 Выбор токоведущих частей для генераторов
В пределах турбинного отделения от выводов генераторов до фасадной стены токоведущие части выполняются шинным мостом из голых алюминиевых шин.
Аналогично выбору сборных шин на ГРУ в качестве токоведущих частей для генераторов принимаем шины коробчатого сечения алюминиевые .
От ГРУ–6 кВ до РУСН–6 кВ применяется кабельное соединение
12 Описание конструкции распределительных устройств
Распределительное устройство – это электроустановка предназначенная для приема и распределения электрической энергии содержащая электрические аппараты шины вспомогательные устройства.
Согласно ПУЭ при напряжении 3–20 кВ на подстанции сооружаются закрытые распределительные устройства (ЗРУ). При больших напряжениях сооружаются открытые распределительные устройства (ОРУ) Однако при ограничении площади под РУ или при повышении загрязненности атмосферы а также в районе Крайнего севера могут применяться ЗРУ на напряжение 35–220 кВ.
РУ должны обеспечить надёжность работы безопасность и удобство обслуживания что может быть выполнено только при правильном выборе и расстановке электрооборудования при правильном подборе типа и конструкции РУ в соответствии с ПУЭ.
13.1 Описание конструкции ЗРУ – 110кВ
Помещение ЗРУ – 110кВ Уфимской ТЭЦ-1 зального типа одноэтажное. Распредустройство имеет типовую компоновку включающую I II и обходную системы шин (СШ); все системы шин находятся внутри помещения ЗРУ обходной и шиносоединительный выключатели совмещены в одном присоединении (ОШСВ-110кВ). Сборные шины выполнены гибкими проводами и закреплены на гирляндах изоляторов (фазы А В) и стержневых изоляторах (фазы С) обслуживание изоляторов ошиновки шинных разъединителей производятся с помощью передвижных телескопических подъемников.
Вводы маслонаполненные линейные герметичные на напряжение 110кВ являются проходными изоляторами предназначенными для установки в проёмах стен и перекрытий зданий распределительных устройств при температуре окружающего воздуха от -45 до +55 оС.
Конструкция вводов герметичная. Для компенсации температурных расширений объёма масла каждого ввода служит бак давления являющийся неотъемлемой частью ввода.
Конструктивно ввод состоит из фарфоровой рубашки заполненной маслом под давлением с расположенной в ней медной трубкой обмотанной в несколько слоёв изоляционной бумагой и металлической фольгой (уравнительные прокладки) между слоями бумаги пропитанной изоляционным маслом.
Для компенсации температурных изменений объёма масла во вводе внутри бака давления помещены сильфонные элементы.
Для контроля давления масла внутри ввода служит манометр подключенный к вентилю ввода трубкой и выведенный в удобное для наблюдения место.
13.2 Описание конструкции РУ – 6 кВ
Помещения ГРУ-6кВ I и II очереди выполнены 3-х этажными. Помещение ГРУ-6кВ III очереди 2-х этажное.
ГРУ-6кВ имеет 6 секций (I-VI) для каждой секции 6кВ имеется рабочая и резервная системы шин связанные шиносоединительными выключателями (1+6ШК). Секции связаны между собой реактированными фидерами связи (13 24 34 45 63ШХ).
Отличие распредустройства III очереди от первых двух очередей состоит в следующем:
– масляные выключатели присоединений расположены после реактора (в остальных ГРУ-6кВ до реактора);
– внешние потребители распределены на два присоединения на один реактор со своим выключателем (к номеру ячейки фидера добавляется цифры 1 и 2);
Распредустройство выполнено шкафами КРУ с выкатными тележками. Фундаментом для ячеек служит железобетонные конструкции туннелей для силовых и контрольных кабелей. Подвод охлаждающего воздуха для сборных шин осуществляется из центрального коридора первого этажа. Нагретый воздух сбрасывается через проёмы жалюзи на втором этаже. Шкаф КРУ состоит из жёсткого металлического корпуса внутри которого размещена вся аппаратура.
Ошиновка секций выполнена коробчатыми (ГРУ-6кВ V-VI сек.) и плоскими (ГРУ-6кВ I-IV сек.) алюминиевыми шинами.
13.3 Описание конструкции РУ собственных нужд 6 кВ
РУСН 6кВ и комплектное распределительное устройство собственных нужд 6кВ станции имеет 9 секций (I-III VI-VIII XI-XII и резервная сборка КРУСН-6кВ). Каждая секция имеет отдельное рабочее питание I-III секции РУСН-6кВ имеет одну общую резервную систему шин с шиносоединительными выключателями (ШСМВ) и подключенным на неё фидером 9ШР.
Ячейки РУ-6кВ VI-VIII XI-XII секций выполнены шкафами КРУ с выкатными тележками и не имеют резервной системы шин (резервным питанием для XI-XII секций является соседняя секция а для VI-VIII секций резервная сборка КРУСН-6кВ в аварийных случаях может быть задействован ручной резерв ф.118РХ - связь между VIII и XI секциями).

Выбор измерительных трансформаторов напряжения.doc

Выбор измерительных трансформаторов напряжения
Измерительные трансформаторы напряжения (TV) – это аппараты для преобразования напряжения первичных цепей в стандартные для измерительных приборов устройств релейной защиты и автоматики напряжения (100 или 100В). TV выбирают на каждую систему шин а если она секционирована то на каждую секцию.
2 Выбор измерительного трансформатора напряжения на РУ-110кВ
На РУ-110кВ принимаем к установке измерительный трансформатор напряжения НКФ-110-57.
Проведем проверку выбранного трансформатора по условиям выбора:
где: - номинальное напряжение первичной обмотки измерительного трансформатора напряжения;
- номинальное напряжение цепи в которой устанавливается измерительный трансформатор напряжения в данном случае на РУВН.
Условие выполняется.
) по схеме соединения:
Данный измерительный трансформатор напряжения выполняется в однофазном исполнении 11–01 1 1 – 0 – 0. Таким образом из группы измерительных трансформаторов напряжения НКФ-110-57 можно собрать схему соединения:
) по вторичной нагрузке:
где: - допустимая мощность потребляемая приборами которые установлены во вторичной цепи измерительного трансформатора напряжения .57735
- мощность потребляемая приборами которые установлены во вторичной цепи измерительного трансформатора напряжения.
Для определения составим таблицу:
Таблица 11.2 – Приборы устанавливаемые во вторичную обмотку трансформатора напряжения на РУ-110кВ
Наименование прибора
Потребляемая мощность одной катушки
Коли-чество при-боров
Счетчик активной мощности
Счетчик реактивной мощности
Регистрирующие приборы
Суммирую-щий ваттметр
Приборы синхронизации
3 Выбор измерительного трансформатора напряжения на ГРУ–6 кВ
На ГРУ–6 кВ принимаем к установке измерительный трансформатор напряжения НАМИ–6–66.
Измерительный трансформатор напряжения НАМИ–6–66 имеет схему соединения:
Таблица 10.3 – Приборы устанавливаемые во вторичную обмотку трансформатора напряжения на ГРУ – 6 кВ
Потребляемая мощность одной катушки
Колли-чество катушек
Кол-личе-ство при-боров
Трансфор-матор связи

3 Исходные данные для проектирования.doc

Проектирование электрической части электростанции ТЭЦ–1
Тип электростанции ..теплоэлектроцентраль
Номинальная мощность Рном.ст МВт 105
Напряжения линий связи с энергосистемой кВ .110
Максимальная мощность на шинах 110 кВ Рmax110 МВт .. ..40
Максимальная мощность на шинах ГРУ 6 кВ РmaxГРУ 6 МВт ..55
Номинальная мощность на шинах ГРУ 6 кВ РнГРУ 6 МВт . ..45
Номинальный коэффициент мощности cos φ . .08
Топливо .. газомазут
Время максимальной работы Тmax ч . .. 8760
Параметры энергосистемы подключенной к РУ 110 кВ:
Sн..с110МВА .. . .. .4000 Хн..с*110 . . .. .17
длина линии lЛЭП110 км
-ТЭЦ1-СПП1 .. .. .1342
-ТЭЦ1-пс. Донская ..18
число котлов на ТЭЦ 8
Расчет производиться при максимальных нагрузках

Выбор конструкции распределительных устройств.doc

i)Описание конструкции распределительных устройств
Распределительное устройство – это электроустановка предназначенная для приема и распределения электрической энергии содержащая электрические аппараты шины вспомогательные устройства.
Согласно ПУЭ при напряжении 3–20 кВ на подстанции сооружаются закрытые распределительные устройства (ЗРУ). При больших напряжениях сооружаются открытые распределительные устройства (ОРУ) Однако при ограничении площади под РУ или при повышении загрязненности атмосферы а также в районе Крайнего севера могут применяться ЗРУ на напряжение 35–220 кВ.
РУ должны обеспечить надёжность работы безопасность и удобство обслуживания что может быть выполнено только при правильном выборе и расстановке электрооборудования при правильном подборе типа и конструкции РУ в соответствии с ПУЭ.
Конструкция ЗРУ – 110кВ
Помещение ЗРУ – 110кВ Уфимской ТЭЦ-1 зального типа одноэтажное. Распредустройство имеет типовую компоновку включающую I II и обходную системы шин (СШ); все системы шин находятся внутри помещения ЗРУ обходной и шиносоединительный выключатели совмещены в одном присоединении (ОШСВ-110кВ). Сборные шины выполнены гибкими проводами и закреплены на гирляндах изоляторов (фазы А В) и стержневых изоляторах (фазы С) обслуживание изоляторов ошиновки шинных разъединителей производятся с помощью передвижных телескопических подъемников.
Вводы маслонаполненные линейные герметичные на напряжение 110кВ являются проходными изоляторами предназначенными для установки в проёмах стен и перекрытий зданий распределительных устройств при температуре окружающего воздуха от -45 до +55 оС.
Конструкция вводов герметичная. Для компенсации температурных расширений объёма масла каждого ввода служит бак давления являющийся неотъемлемой частью ввода.
Конструктивно ввод состоит из фарфоровой рубашки заполненной маслом под давлением с расположенной в ней медной трубкой обмотанной в несколько слоёв изоляционной бумагой и металлической фольгой (уравнительные прокладки) между слоями бумаги пропитанной изоляционным маслом.
Для компенсации температурных изменений объёма масла во вводе внутри бака давления помещены сильфонные элементы.
Для контроля давления масла внутри ввода служит манометр подключенный к вентилю ввода трубкой и выведенный в удобное для наблюдения место.
Конструкция РУ – 6 кВ
Помещения ГРУ-6кВ I и II очереди выполнены 3-х этажными. Помещение ГРУ-6кВ III очереди 2-х этажное.
ГРУ-6кВ имеет 6 секций (I-VI) для каждой секции 6кВ имеется рабочая и резервная системы шин связанные шиносоединительными выключателями (1+6ШК). Секции связаны между собой реактированными фидерами связи (13 24 34 45 63ШХ).
Отличие распредустройства III очереди от первых двух очередей состоит в следующем:
– масляные выключатели присоединений расположены после реактора (в остальных ГРУ-6кВ до реактора);
– внешние потребители распределены на два присоединения на один реактор со своим выключателем (к номеру ячейки фидера добавляется цифры 1 и 2);
Распредустройство выполнено шкафами КРУ с выкатными тележками. Фундаментом для ячеек служит железобетонные конструкции туннелей для силовых и контрольных кабелей. Подвод охлаждающего воздуха для сборных шин осуществляется из центрального коридора первого этажа. Нагретый воздух сбрасывается через проёмы жалюзи на втором этаже. Шкаф КРУ состоит из жёсткого металлического корпуса внутри которого размещена вся аппаратура.
Ошиновка секций выполнена коробчатыми (ГРУ-6кВ V-VI сек.) и плоскими (ГРУ-6кВ I-IV сек.) алюминиевыми шинами.
Конструкция РУ собственных нужд 6 кВ
РУСН 6кВ и комплектное распределительное устройство собственных нужд 6кВ станции имеет 9 секций (I-III VI-VIII XI-XII и резервная сборка КРУСН-6кВ). Каждая секция имеет отдельное рабочее питание I-III секции РУСН-6кВ имеет одну общую резервную систему шин с шиносоединительными выключателями (ШСМВ) и подключенным на неё фидером 9ШР.
Ячейки РУ-6кВ VI-VIII XI-XII секций выполнены шкафами КРУ с выкатными тележками и не имеют резервной системы шин (резервным питанием для XI-XII секций является соседняя секция а для VI-VIII секций резервная сборка КРУСН-6кВ в аварийных случаях может быть задействован ручной резерв ф.118РХ - связь между VIII и XI секциями).

ТР тока.doc

Выбор измерительных трансформаторов тока
Измерительные трансформаторы тока (ТА) представляют собой аппараты для преобразования токов первичных цепей в стандартные токи (5 или 1А) для измерительных приборов устройств релейной защиты и автоматики.
В учебном проектировании в пределах РУ ТА выбираются в тех же цепях что и выключатели.
Так как распределительные устройства на данной электростанции закрытого типа то выбираем измерительные трансформаторы тока типа ТВТ то есть такие же как на выводах трансформатора.
1 Выбор измерительных трансформаторов тока на РУ-110кВ
На распределительном устройстве 110кВ принимаем к установке трансформатор тока TG 145 SF6
Проведем проверку выбранного трансформатора по условиям выбора:
где: - номинальное рабочее напряжение первичной обмотки трансформатора тока ;
- напряжение на РУ-110кВ где устанавливается трансформатор тока .
условие выполняется.
где: - номинальный рабочий ток первичной обмотки трансформатора тока ;
- номинальной ток цепи трансформатор – генератор в которой устанавливается трансформатор тока.
где: - номинальная мощность генератора;
- номинальное напряжение на РУ-110кВ .
где: - максимальный ток цепи трансформатор – генератор в которой устанавливается выключатель то есть ток послеаварийного или ремонтного режима при условии работы генератора при снижении напряжения на 5%.
Проведем проверку трансформатора по условиям:
) на термическую устойчивость:
где: - кратность тока.
Из паспортных данных:
Расчет для цепи блока генератор – трансформатор показан в пункте .1.
) на динамическую устойчивость:
) на вторичную нагрузку:
так как индуктивное сопротивление приборов проводов во вторичной обмотке мало по сравнению с активным будем считать:
где: - допустимая вторичная нагрузка
- расчетное сопротивление приборов и проводов во вторичной обмотке.
где: - сопротивление приборов подключенных ко вторичной обмотке;
- сопротивление контактов во вторичной обмотке;
- сопротивление проводов во вторичной обмотке.
Для определения составим таблицу:
Таблица 9.1 – Приборы устанавливаемые во вторичную обмотку трансформатора тока на РУ-110кВ
Наименование прибора
Потребляемая мощность прибора
где: - суммарная мощность потребляемая приборами установленными во вторичной обмотке трансформатора тока;
- номинальный ток протекающий во вторичной обмотке трансформатора тока .
При расчете считаем что . Следовательно:
Определим сечение провода:
где: - площадь сечения провода;
- расчетная длина провода определяется по [4 стр. 379] ;
- удельное сопротивление провода так как мощность генератора более 100 МВт в данном случае 110 МВт применяем медные провода .
Округляем до ближайшего стандартного значения:
Определив рассчитаем :
Условие выполняется.
1 Выбор измерительных трансформаторов тока на РУ-220кВ
В данном разделе используются формулы и условия те же что и в предыдущем.
На распределительном устройстве 220кВ принимаем к установке трансформатор тока TG 245 SF6
- номинальное напряжение на РУ-220кВ .
Таблица 9.2 – Приборы устанавливаемые во вторичную обмотку трансформатора тока на РУ-220кВ

9 ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОК1.doc

Выбор измерительных трансформаторов тока
Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
В пределах учебного проектирования измерительные трансформаторы тока выбираются в тех же цепях где выбирались выключатели
Так как распределительные устройства на данной электростанции закрытого типа то выбираем измерительные трансформаторы тока типа ТФНД-1106005 то есть такие же как на выводах трансформатора.
1 Выбор измерительных трансформаторов тока на РУ-110кВ
На распределительном устройстве 110кВ принимаем к установке трансформатор тока ТФНД-1106005. Проведем проверку выбранного трансформатора по условиям выбора:
где: - номинальное рабочее напряжение первичной обмотки трансформатора тока ;
- напряжение на РУ-110кВ где устанавливается трансформатор тока .
условие выполняется.
где: - номинальный рабочий ток первичной обмотки трансформатора тока ;
- номинальной ток цепи в которой устанавливается трансформатор тока.
где: - номинальная мощность генератора;
- номинальное напряжение на РУ-110кВ .
где: - максимальный ток цепи трансформатор – генератор в которой устанавливается выключатель то есть ток послеаварийного или ремонтного режима при условии работы генератора при снижении напряжения на 5%.
Проведем проверку трансформатора по условиям:
)на термическую стойкости:
где – кратность тока [2](неклепаев);
– время термической стойкости [2];
– тепловой импульс по расчету (см. пункт 10.1(выбор выкл)).
) на динамическую устойчивость:
где – ток электродинамической стойкости ;
где – кратность электродинамической стойкости [2];
) на вторичную нагрузку:
так как индуктивное сопротивление приборов проводов во вторичной обмотке мало по сравнению с активным будем считать:
где: - допустимая вторичная нагрузка Ом
- расчетное сопротивление приборов и проводов во вторичной обмотке.
где: - сопротивление приборов подключенных ко вторичной обмотке;
- сопротивление контактов во вторичной обмотке;
- сопротивление проводов во вторичной обмотке.
Для определения составим таблицу:
Таблица 9.1 – Приборы устанавливаемые во вторичную обмотку трансформатора тока на РУ-110кВ
Наименование прибора
Потребляемая мощность прибора
где: - суммарная мощность потребляемая приборами установленными во вторичной обмотке трансформатора тока;
- номинальный ток протекающий во вторичной обмотке трансформатора тока .
При расчете считаем что . Следовательно:
Определим сечение провода:
где: - площадь сечения провода;
- расчетная длина провода определяется по [1рожкова] ;
- удельное сопротивление провода применяем алюминевые провода
Округляем до ближайшего стандартного значения:
Определив рассчитаем :
Условие выполняется.
1 Выбор измерительных трансформаторов тока на ГРУ-6 кВ
В цепях РУ–6 кВ трансформаторы тока встроены в КРУ поэтому не выбираются.

Выбор токоведущих частей.doc

Выбор токоведущих частей
Основное электрическое оборудование электростанций и аппараты в этих цепях (выключатели разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа которые образуют токоведущие части электрической установки.
В данном дипломном проекте нашей задачей в этом разделе является выбрать шины и ошиновку РУ–110 кВ и ГРУ–6 кВ; комплектные токопроводы для генераторов установленных на электростанции.
Выбор сборных шин для РУ–110 кВ
Согласно [16 Правила устройства электроустановок. М.: Энергоиздат 2003 г.]в РУ–110 кВ в качестве шин и ошиновки применяются гибкие шины выполненные проводами АС.
Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах равной току наиболее мощного присоединения в данном случае цепь трансформатора:
где Imax – ток самого мощного присоединения РУ – 110 кВ при максимальной нагрузке на шинах.
Выбираем для РУ–110 кВ сталеалюминевые провода марки АС–15024 (Iдоп.=365 А ).
Проверка шин на схлестывание не производится так как .
Проверка шин РУ–110 кВ на термическую стойкость:
По выше приведённым данным тепловой импульс Вк=75249 кА2с; С=90 [Рожкова 142].
Следовательно проводник является термически стойким т.к. выполнено неравенство:
qmin=96385 мм2≤q=149 мм2.
Выбранные шины проверяются по условиям коронирования:
Начальная критическая напряжённость электрического поля:
где m – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода m=082;
r0 – радиус провода см.
Напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода определяют по формуле:
где U=11Uном. – линейное напряжение кВ;
Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см. При горизонтальном расположении фаз:
где D=400 мм – расстояние между соседними фазами.
Таким образом выбранный провод по условиям короны проходит.
Следовательно данный токопровод по всем параметрам подходит.
9.2 Выбор сборных шин для ГРУ–6 кВ
Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбираются поэтому выбор производится по допустимому току.
Наибольший ток в цепи генераторов и сборных шин:
Принимаем шины коробчатого сечения алюминиевые . С учетом поправочного коэффициента на температуру 094: .Получим:
Произведём проверку выбранных шин на термическую стойкость. По выше приведённым данным тепловой импульс Вк=367798 кА2с; С=90 [17].
что меньше выбранного сечения следовательно шины термически стойки.
Проведем проверку сборных шин на механическую прочность . Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции поэтому расчет производится без учета колебательного процесса в механической конструкции. Принимаем что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом тогда момент сопротивления . При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчетная формула имеет вид:
Следовательно шины механически прочны.
1.2 Выбор токоведущих частей для генераторов
В пределах турбинного отделения от выводов генераторов до фасадной стены токоведущие части выполняются шинным мостом из голых алюминиевых шин.
Аналогично выбору сборных шин на ГРУ в качестве токоведущих частей для генераторов принимаем шины коробчатого сечения алюминиевые .
От ГРУ–6 кВ до РУСН–6 кВ применяется кабельное соединение

9 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ.doc

3.6 Расчет токов короткого замыкания
Короткие замыкания являются одной из основных причин нарушения нормального режима работы электроустановок и энергосистем в целом. При проектировании подстанции расчёт токов короткого замыкания производится с целью проверки выбранного электрооборудования уставки релейной защиты и токоведущих частей. При расчёте токов короткого замыкания принимают ряд допущений не вносящих существенных погрешностей в расчёты к ним относятся:
) отсутствие качаний генераторов;
) линейность всех элементов схемы (не учитывается насыщение магнитных систем);
) приближённый учёт нагрузок (все нагрузки представляются в виде постоянных по величине индуктивных сопротивлений);
) пренебрежение активными сопротивлениями элементов схемы при расчёте токов короткого замыкания и учёт активных сопротивлений только при определении степени затухания апериодических составляющих токов короткого замыкания;
) пренебрежение распределённой ёмкостью линий за исключением случаев длинных линий и линий в сетях с малым током замыкания на землю;
) симметричность всех элементов системы за исключением места короткого замыкания;
) пренебрежение током намагничивания трансформаторов.
6.1 Расчетная схема с точками короткого трехфазного замыкания и схема замещения
Расчетная схема с точки короткого трехфазного замыкания представлены на рисунке .1.
Рисунок .1 - Структурная схема с указанием точек короткого замыкания
Схема замещения электростанции представлена на рисунке .2
Рисунок .2 – Схема замещения
6.2 Определение сопротивлений элементов схемы замещения
Расчет сопротивлений будет вестись в относительных единицах. Принимаю базисную мощность равной .
6.2.1 Определение сопротивления энергосистемы:
где: - относительное номинальное сопротивление энергосистемы.
- номинальная мощность системы .
.2.2 Определение сопротивления трансформаторов ТДНГУ-405001106:
где: - напряжение короткого замыкания трансформатора ;
- номинальная полная мощность трансформатора.
.2.3 Определение сопротивления генераторов Т2-6-2 Т2-12-2 Т2-15-2 и ТВС-30
где: - продольное сверхпереходное индуктивное сопротивление турбогенераторов в относительных единицах.
.2.5 Определение сопротивления реактора:
где: - сопротивление реактора;
- среднее напряжение на ГРУ .
.3 Расчет токов короткого замыкания в точке К1.
.3.1 Схема замещения электростанции для короткого замыкания в точке К1.
Схема замещения электростанции при коротком замыкании на РУ-110кВ представлена на рисунке .3.1.1
Рисунок 7.3.1.1 Схема замещения ТЭЦ при коротком замыкании на шинах
Применим метод коэффициентов участия:
) определяем эквивалентное сопротивление сложив параллельно те сопротивления которые надо перебросить:
) определяем результирующее сопротивление сложив последовательно и то сопротивление через которое перепрыгиваем:
) для каждой ветви определяем коэффициент участия разделив на каждое сопротивление:
Проверяем: сумма коэффициентов участия должна быть равна единице:
) определяем переносимые сопротивления в точку короткого замыкания с учетом коэффициентов участия для этого делится на каждый коэффициент участия:
) для каждой генерирующей ветви определяем коэффициент участия разделив на каждое сопротивление:
(преобразуем звезду в треугольник)
Приведем схему замещения к виду:
Рисунок .3.1.2 Итоговая схема замещения при коротком замыкании на шинах РУ-110кВ
3.2 Расчет токов короткого замыкания
3.2.1 Определение периодической составляющей:
Определим базовый ток:
где: - базовая мощность ;
- среднее напряжение в точке короткого замыкания.
Определим периодическую составляющую тока короткого замыкания от каждой ветви:
где: - периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент начала короткого замыкания;
- сверхпереходная ЭДС энергосистемы
Таким образом периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент начала короткого замыкания:
3.2.1 Определение ударного тока короткого замыкания по формуле:
где: - ударный ток короткого замыкания
- ударный коэффициент
Определим ударный ток короткого замыкания от каждой ветви:
где: - ударный ток короткого замыкания возникающий под действием энергосистемы С;
- ударный ток короткого замыкания возникающий под действием турбогенераторов Т2-6-2 Т2-12-2 Т2-15-2 ТВС-30;
- ударный ток короткого замыкания возникающий под действием турбогенераторов Т2-6-2 Т2-12-2 ТВС-30;
- ударный коэффициент энергосистемы связанной со сборными шинами где рассматривается короткое замыкание воздушными линиями напряжением 110кВ ;
- ударный коэффициент турбогенераторов Т2-6-2 Т2-12-2 Т2-15-2 ТВС-30 установленных на ГРУ-6 кВ ;
- ударный коэффициент турбогенераторов Т2-6-2 Т2-12-2 ТВС-30 установленных на ГРУ-6 кВ ;
Таким образом суммарный ударный ток короткого замыкания: .
3.2.1 Определение апериодической составляющей тока короткого замыкания от элементов схемы замещения в момент разведения контактов выключателя:
Расчетное время отключения цепи выключателя в учебном проектировании принимаем .
где: - апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания;
Определим апериодическую составляющую тока короткого замыкания от каждой ветви:
где: - апериодическая составляющая тока короткого замыкания возникающая от энергосистемы С;
- апериодическая составляющая тока короткого замыкания возникающая от турбогенераторов Т2-6-2 Т2-12-2 Т2-15-2 ТВС-30 установленных на ГРУ-6 кВ;
- апериодическая составляющая тока короткого замыкания возникающая от турбогенераторов Т2-6-2 Т2-12-2 ТВС-30 установленных на ГРУ-6 кВ;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания от энергосистемы С ;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания от турбогенераторов Т2-6-2 Т2-12-2 Т2-15-2 ТВС-30 установленных на ГРУ-6 кВ ;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания от турбогенераторов Т2-6-2 Т2-12-2 ТВС-30 установленных на ГРУ-6 кВ ;
3.2.4 Определение периодической составляющей тока короткого замыкания от элементов схемы в момент разведения контактов выключателя:
Определим периодическую составляющую тока короткого от каждой ветви:
Так как энергосистема является источником бесконечной мощности и следовательно напряжение энергосистемы остается постоянным:
Определим являются ли турбогенераторы установленные на ГРУ-6 кВ источниками бесконечной мощности:
Следовательно турбогенераторы являются источниками конечной мощности. Тогда:
где: - коэффициент затухания периодической составляющей тока короткого замыкания определяемый по типовым кривым определения затухания периодической составляющей тока короткого замыкания в зависимости от отношения
Таким образом периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя:
Расчетные токи короткого замыкания внесем в таблицу 7.8.1
.4 Расчет токов короткого замыкания в точке К2
.4.1 Схема замещения электростанции для короткого замыкания в точке К2
Используя предыдущие преобразования получаем следующую схему замещения:
Рисунок .4.1.1 Схема замещения ТЭЦ при коротком замыкании на шинах
ГРУ-6 кВ (6-ая секция)
Приведем схему замещения к виду:
Рисунок .4.1.2 Итоговая схема замещения при коротком замыкании на шинах ГРУ-6 кВ
Получившиеся токи короткого замыкания приведены в таблице .8.1
.5 Расчет токов короткого замыкания в точке К3
5.1 Схема замещения электростанции для короткого замыкания в точке К3
ГРУ-6 кВ (3ая секция)
(перенесем х6х20 чз х8)
(перенесем х3х7 чз х21)
(перенесем х2х4 чз х5)
Получившиеся токи короткого замыкания приведены в таблице 7.8.1
.5 Расчет токов короткого замыкания в точке К5
5.1 Схема замещения электростанции для короткого замыкания в точке К5
7 Расчет токов короткого замыкания в системе собственных нужд
7.1 Схема замещения электростанции для короткого замыкания в системе собственных нужд
Схема замещения электростанции при коротком замыкании на шинах в системе собственных нужд представлена на рисунке 8.4.1.
Рисунок 7.7.1 – Схема замещения при коротком замыкании на шине в системе собственных нужд
где - сопротивление реактора РБ-10-1000-014;
- сопротивление реактора РБАМ-6-1500-6;
- сопротивление реактора РБАМ-6-1000-8;
- сопротивление реактора РБА-6-1000-8;
7 Расчет токов короткого замыкания в точке К6
Используя предыдущие преобразования получаем следующую схему замещения:
Рисунок 7.7.1 – Схема замещения при коротком замыкании на шине в точке К6 (1-ая секция)
В результате получаем следующую схему замещения:
Рисунок 7.7.2 – Итоговая схема замещения при коротком замыкании на шине в системе собственных нужд (1-ая секция)
8.2 Расчет токов короткого замыкания
- среднее напряжение в точке короткого замыкания .
Определим периодическую составляющую тока короткого замыкания от элементов схемы замещения в момент начала короткого замыкания:
где - периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент начала короткого замыкания возникающая под действием энергосистемы и всех турбогенераторов установленных на электростанции объединенных в одну генерирующую ветвь;
- сверхпереходная ЭДС энергосистемы и всех турбогенераторов установленных на электростанции объединенных в одну генерирующую ветвь .
где - периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент начала короткого замыкания возникающая под действием электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание;
- суммарная мощность электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание при этом в учебном проектировании принимаем что суммарная мощность электродвигателей равна мощности трансформатора собственных нужд то есть ;
- номинальное рабочее напряжение электродвигателей .
Определим составляющие ударного тока короткого замыкания от элементов схемы замещения:
где - ударный ток короткого замыкания возникающий под действием энергосистемы и всех турбогенераторов установленных на электростанции объединенных в одну генерирующую ветвь;
- ударный коэффициент энергосистемы и всех турбогенераторов установленных на электростанции объединенных в одну генерирующую ветвь .
где - ударный ток короткого замыкания возникающий под действием электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание;
- ударный коэффициент электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание .
Таким образом ударный ток короткого замыкания:
Определим апериодическую составляющую тока короткого замыкания от элементов схемы замещения в момент разведения контактов выключателя:
где - апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя возникающая под действием энергосистемы и всех турбогенераторов установленных на электростанции объединенных в одну генерирующую ветвь;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания от энергосистемы и всех турбогенераторов установленных на электростанции объединенных в одну генерирующую ветвь .
где - апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя возникающая под действием электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания от электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание .
Таким образом апериодическая составляющая тока короткого замыкания от элементов схемы замещения в момент разведения контактов выключателя:
Определим составляющие периодической составляющей тока короткого замыкания от элементов схемы замещения в момент разведения контактов выключателя:
так как энергосистема и все турбогенераторы установленные на электростанции объединенные в одну генерирующую ветвь являются источником бесконечной мощности и следовательно напряжение энергосистемы и на выводах турбогенераторов остается постоянным.
где - постоянная времени затухания периодической составляющей тока короткого замыкания от электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание .
7 Расчет токов короткого замыкания в точке К7
Рисунок 7.7.1 – Схема замещения при коротком замыкании на шине в точке К7 (2-ая секция)
Рисунок 7.7.2 – Итоговая схема замещения при коротком замыкании на шине в системе собственных нужд
7 Расчет токов короткого замыкания в точке К8
Используя предыдущие преобразования получаем итоговую схему замещения:
Рисунок 7.7.2 – Итоговая схема замещения при коротком замыкании на шине в системе собственных нужд (3-ая секция)
7 Расчет токов короткого замыкания в точке К9
Рисунок 7.7.1 – Схема замещения при коротком замыкании на шине в точке К9 (4-ая секция)
Преобразим звезду в треугольник:
Рисунок 7.7.2 – Итоговая схема замещения при коротком замыкании на шине в системе собственных нужд (4-ая секция)
7 Расчет токов короткого замыкания в точке К10
Рисунок 7.7.1 – Схема замещения при коротком замыкании на шине в точке К10 (7-ая секция)
Расчет токов короткого замыкания в точке К10 проводим аналогично расчетам в точке К7.
7 Расчет токов короткого замыкания в точке К11
Рисунок 7.7.1 – Схема замещения при коротком замыкании на шине в точке К11 (8-ая секция)
Расчет токов короткого замыкания проводим аналогично предыдущим расчетам.
7 Расчет токов короткого замыкания в точке К12
Рисунок 7.7.1 – Схема замещения при коротком замыкании на шине в точке К12 (11-ая секция)
Расчет токов короткого замыкания в точке К12 проводим аналогично расчетам в точке К7.
8.3 Токи короткого замыкания
Составим таблицу с указанием места короткого замыкания генерирующих ветвей и полученных токов короткого замыкания:
Таблица 7.8.1 – Расчетные токи короткого замыкания
Наименование точки короткого замыкания
Наименование генерирующей ветви

3,1. Выбор структурной схемы ТЭЦ.doc

3.1 Характеристика структурной схемы ТЭЦ–1
По месту в энергосистеме проектируемая станция (ст. 1) является транзитной. Высшее напряжение подстанции – 110 кВ низшее – 6 кВ.
Структурная схема ТЭЦ–1 не блочная с распределительным устройством генераторного напряжения.
С шин генераторного распредустройства (ГРУ) 6 кВ выдается мощность 111 МВт к шинам присоединены семь генераторов мощностью 2х6 МВт 2х12 МВт 1х15 МВт 2х30 МВт.
Согласно НТП шины распредустройства высокого напряжения (РУВН) 110 кВ и ГРУ-6 кВ соединяются двумя параллельно работающими трансформаторами связи имеющими РПН мощность которых 40500 МВт достаточная для выдачи в энергосистему избыточной мощности с шин ГРУ в период минимальной нагрузки потребителя.
Рисунок – Структурная схема подстанции

Выключатель.doc

Габаритные установочные и присоединительные размеры выключателя в соответствии с рисунками 1 и 2.
Рисунок 1 – Выключатель вакуумный. Вид сбоку.
Таблица 7. Периодичность и объем проверок технического состояния
Виды работ методика проверки
Периодичность проверки
Техническое обслуживание:
)проведение внешнего осмотра согласно 2.2 настоящего руководства;
)очистка от пыли и грязи поверхностей ВДК изоляционных частей при помощи кисти или мягкой ветоши смоченной в бензине или уайт-спирите
В соответствии с местными условиями
)выполнение всех работ перечисленных в пункте 1 данной таблицы;
)проверка износа контактов ВДК согласно требованиям раздела 2.3.4 данного руководства;
)проверка общего хода изоляционных тяг выключателя по 2.3.1 данного руководства;
)регулировка момента срабатывания вспомогательных контактов очистка их от пыли и грязи;
)проверка и регулировка зазоров механизмов привода смазывание трущихся поверхностей;
)проверка и подтяжка резьбовых соединений;
)после наработки 25000 циклов «ВО-tп-О» заменить пружину БМИД.753574.001( поз.4 рисунок 3а) и пружину БМИД. 753572.007 (поз.2 рисунок 4);
)проверка работоспособности согласно 2.2;
)проверка сопротивления полюсов главной цепи согласно 2.2;
) проверка электрической прочности изоляции согласно 2.2;
Каждые 14000 операций но не реже 1 раза в 12 лет
При техническом обслуживании должны выполняться меры безопасности приведенные в 2.4.2 настоящего руководства.
3 Возможные неисправности и способы их устранения
Возможные неисправности и способы их устранения даны в таблице 8.
нетоковедущей частью выключателя которая может оказаться под напряжением не должно превышать 01 Ом.
Все работы связанные с техническим обслуживанием регулировкой настройкой и ремонтом производить при отсутствии напряжения в главной и вспомогательных цепях выключателя.
При выполнении ремонтных работ необходимо помнить что пружина поджатия имеет предварительное сжатие поэтому при ее снятии и установке необходимо принять меры предосторожности. Струбцины должны надежно фиксировать пружину в сжатом состоянии.
Оперативное включение и отключение выключателя необходимо производить только дистанционно кроме аварийного отключения.
При подъеме и перемещении выключателя необходимо пользоваться стропами соответствующей грузоподъемности зацепив крючки за специальные проушины. Угол подъема – не более 90 °.
Рычаг для ручного неоперативного включения необходимо снимать с выключателя каждый раз после проведения операции ручного включения.
Защита персонала при испытании изоляции камеры напряжением промышленной частоты должна соответствовать требованиям раздела 3 ГОСТ 12.2.007.0 НРБ076 и «Санитарным правилам работы с источниками неиспользуемого рентгеновского излучения».
При испытании изоляции камеры напряжением промышленной частоты для защиты обслуживающего персонала от неиспользуемого рентгеновского излучения на расстоянии 05 м от камеры должен устанавливаться защитный экран выполненный из стального листа толщиной не менее 2 мм или из стекла ТФ-5 ГОСТ 95411толщиной не менее 125 мм.
После испытания изоляции камеры необходимо разрядить защитной заземленной штангой наружное кольцо центрального изолирующего экрана камеры т.к. оно находится под свободным потенциалом и на нем может скапливаться электрический заряд.
Остальные требования техники безопасности должны выполняться согласно инструкции по эксплуатации распределительных устройств.
Техническое обслуживание и ремонт
1 Общие указания проверка технического состояния и ремонт.
Срок службы периодичность осмотров и ремонтов выключателей зависят от частоты операций включения и отключения.
Объем и периодичность проверок технического состояния выключателей приведены в таблице 7.
Приведенные в таблице периодичность ремонтов и объем работ подлежат уточнению при составлении инструкции в зависимости от режима их работы и условий эксплуатации.
Помимо работ указанных в таблице 7 при техническом обслуживании и среднем ремонте должны производиться работы согласно «Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации».
Рисунок 2 – Выключатель вакуумный. Вид спереди.
3 Состав выключателя
Общий вид показан на рисунках 1 2.
На раме 4 выключателя состоящей из правой и левой боковин верхней нижней и средней поперечин крепятся:
три полюса с вакуумной дугогасящей камерой (далее ВДК) и пружинными муфтами 1;
встроенный электромагнитный привод 5 (далее привод);
механизм свободного расцепления 2;
литые опорные изоляторы 6;
Привод выключателя с управлением постоянным оперативным током состоит:
-из электромагнита включения;
-из блока отключения с электромагнитом отключения и механическим выключателем;
Привод выключателя с управлением переменным оперативным током состоит:
-из блока четырех электромагнитов отключения;
-из механического усилителя с механическим выключателем.
Для выключателей установлен комплект ЗИП приведенный в

2 Общие сведения.doc

1Историческая справка
Сооружение Уфимской ТЭЦ–1 началось в апреле 1935 года.
Основным назначением Уфимской ТЭЦ–1 является удовлетворение тепловых нагрузок промышленных предприятий а также жилищно–коммунального сектора северной части города Уфа.
Установленная электрическая мощность ТЭЦ–111 МВт тепловая–1017 Гкалч суммарная производительность котлов–1460 тч.
Десятого июня 1938 года первые агрегаты Уфимской ТЭЦ–1–котлы №№ 1 и 2 и турбогенератор № 1 были введены в эксплуатацию. Монтаж следующего третьего котла был закончен в мае 1939 года а в июне этого же года был завершен монтаж котла № 4.
В связи с ростом энергопотребления одновременно с окончанием работ по первой очереди были начаты работы по строительству второй очереди станции. В объем второй очереди входили: котлы №№ 5 6 и 7 турбогенераторы №№ 2 3 4 и вспомогательное оборудование химводоочистка мазутонасосная градирня.
В 1940 году введен в эксплуатацию котел № 5 а в 1941 году–котел № 6 и турбогенераторы №№ 2 и 3. В 1942 году были пущены в эксплуатацию котел № 7 турбогенератор № 4. Установленная мощность Уфимской ТЭЦ–1 повысилась по котлам до 310 тчас–и по турбогенераторам–до 34000 кВт.
Дальнейшее развитие промышленности и повышение ее энергопотребления поставили задачу строительства третьей очереди в объем которой вошли котлы №№ 8 и 9. Строительные и монтажные работы по третьей очереди были начаты в 1942 году. В декабре 1943 года котел № 8 был сдан в эксплуатацию. Котел № 9 вошел в строй лишь в марте 1950 года. Окончание строительства третьей очереди повысило установленную мощность по котлам до 445 тчас.
Строительство новых промышленных предприятий увеличение теплофикации расширение и реконструкция старых предприятий–потребителей электрической и тепловой энергии северной промышленной зоны города вызвали необходимость дальнейшего расширения ТЭЦ-1 в связи с чем правительством в 1954 году принимается решение о строительстве 4-ой очереди Уфимской ТЗЦ-1 включившей в себя котел № 10–200 тчас и турбогенератор № 5 на 4500 кВт которые и вводятся в эксплуатацию соответственно в декабре 1955 года и в августе 1956 года. Электрическая мощность достигла 38500 кВт паровая -730 тчас
В 1965 году вводятся в эксплуатацию два водогрейных котла ПТВМ-50. Чуть позже в 1967 году смонтировано газовое хозяйство и подведен газопровод к котлам №№ 567 и 8. В 1967 году вводятся в эксплуатацию еще два водогрейных котла типа ПТВМ-50. В этом же году выполнены работы по переводу всех котлов на сжигание природного газа. Все работающие котлы оборудованы автоматами питания горения непрерывной продувки защитами от перепитки упуска повышения и понижения давления заброса воды в пароперегреватель и остановки вентилятора. Как котлы так и турбины оборудованы технологической и аварийной сигнализациями. Полностью автоматизированы бойлерные и деаэраторные установки
Использование всех технических новшеств отразилось и на важнейшем технико-экономическом показателе — удельном расходе топлива. Рабочие ИТР Уфимской ТЭЦ-1 добились самого низкого удельного расхода топлива на отпущенную единицу электроэнергии в системе Башкирэнерго и в стране- –153гкВтч
Начиная с 1965 года в борьбу за технический прогресс включился коллектив Уфимской ТЭЦ-1. Начато строительство и ввод в эксплуатацию котлов высокого Давления и турбогенераторов №№ 6 и 7 по 30000 кВт каждый и вспомогательного оборудования.
B сентябре I968 года введен в работу котел Е 16О-10О ГМ (БКЗ) ст. № 11: производительностью 160 тчас с давлением I00 атмосфер и температурой пара–540 С и турбина № 6 ПP-25–90–1009. В декабре I968 года введен в работу котел № 12 аналогичный котлу № 11. Параллельно велось строительство зданий ГРУ– 6 кВ ЗРУ–110 кВ КРУСН– 6 кВ и 04 кВ и их монтаж. Велось расширение химического цеха.
С вводом в эксплуатацию котлов высокого давления №№ 11 и 12 паропроизводительность станции возросла до 1300 тчас.
С вводом турбины № 6 электрическая мощность возросла до 765 МВт.
В декабре 1969 года введен в работу котел Е–160–100ГМ (БКЗ) ст. № 13 и турбина ПР–25–90–1009 ст. №7 мощностью 30МВт.
Установленная мощность по турбогенераторам возросла до 102 МВт по котлоагрегатам до 1460 тчас.
В 1970 году введены в работу 2 трансформатора связи типа ТДНГУ 40500110 и ЗРУ-110кВ.
В 1972 году выполнены строительно-монтажные работы и введена в эксплуатацию новая мазутонасосная повысить надежность топливоснабжения котлоагрегатов и улучшить условия труда оперативному персоналу мазутонасосной.
В сентябре 1974 года введена в эксплуатацию турбина типа ПР–2–90157 м вместо демонтированной как морально устаревшей турбины № 5. Электрическая мощность станции при условии работы генераторов №№ 6 и 7 на водородном охлаждении стала 114МВт.
К этому времени все котлоагрегаты были подключены к дымовой трубе высотой -150м.
Потребности в электрический и тепловой энергии в северной промышленной зоне возрастали из года в год. Поэтому I987 году было принято решение о дальнейшей реконструкции Уфимской ТЭЦ–1. Планировалось строительство котла ст.№ 14–Е–160№100ГМ двух водогрейных котлов типа ПТБМ–50 с тем что бы в последующем демонтировать котлы 1 очереди с №№ первого по четвертый. Из всего запланированного по причине отсутствия финансирования лишь одно мероприятие было выполнено. В 1994 году вводится в работу котел ст. № 14 управление которым осуществлено на самой передовой технологии – через систему АСДУ ТП с применением компьютерной техники..
Также в 1997 году была произведена замена масляных выключателей типа ВБН–110 на вакуумные выключатели типа ВБЭ–110–201600.
Дальнейшая реконструкция станции планируется на базе современных технологий и нетрадиционных способов выработки электроэнергии и тепла.
Сегодня ТЭЦ–1 по прежнему несет тепловые и электрические нагрузки обеспечивая бесперебойное снабжение потребителей несмотря на сложное экономическое положение в промышленности столицы РБ.
Обеспечивается нормальный режим работы оборудования в котельном и турбинном цехах.
В цехе централизованного ремонта ведется планомерная подготовка к ремонтам теплотехнического оборудования станции.
2 Краткая характеристика ТЭЦ.
ТЭЦ расположена в г. Уфа в северной части города на правом берегу р.Белой на территории примыкающей к Уфимскому нефтеперерабатывающему заводу (ОЛУНПЗ).
Город Уфа находится в зоне резко континентального климата.
Средняя температура наиболее холодной пятидневки в районе ТЭЦ–35°С.
Продолжительность отопительного периода–214 суток. Средняя температура отопительного периода–67°С. Нормативная глубина промерзания грунтов–18 м. Грунтовые воды в районе площадки ТЭЦ наблюдаются на глубине от 15 до 50 м. Рельеф местности–ровный
Установленная электрическая. мощность ТЭЦ–111 мВт тепловая–1017 Гкалч суммарная номинальная паропроизводительность котлов–1460 тч.
Основное оборудование установленное на ТЭЦ:
– котлы паровые энергетические:
× Е–60–321ГМ (ст. № 1–4); 4× Е–115–32ГМ (ст. № 5-8); 1× Е–80–321ГМ (ст. № 9); 1× Е–200–321ГМ (ст. № 10); 3× Е–160–100ГМ (ст. № 11–13);
– водогрейные котлы: 2×ПТВМ–50–1 2×ПТВМ–50 (станц. №№ 1-4).
– турбоагрегаты: 2×Р–6–2910 (станц. №№ 12) 2×ПР–15–29121:3 (станц. №№ 34) 1×ПР–12–90157 (станц. № 5) 2×ПР–25–901009 (станц. №№ 34).
Наиболее крупные потребители тепловом энергии - завод ОЛНПЗ завод (ПО) «Химпром» и жилищно-комунальный сектор. Основные потребители электрической энергии - завод ОЛНПЗ завод (ПО) «Химпром» стройиндустрия.
Электрическая нагрузка в период зимнего максимума нагрузок
достигает 96 МВт. Режим работы ТЭЦ - по тепловому графику.
На ТЭЦ установлены генераторы 2×Т–2–6–2 (станц. №№ 12) 3×Т–2–12–2 (станц. №№ 345) 2×ТВС–30 (станц. №№ 67)
Все генераторы ТЭЦ подключены к шинам ГРУ–6 кВ (ГРУ–123) Выдача мощности ТЭЦ производится с шин ГРУ кабелями 6 кВ.
Распредустройство 110 кВ выполнено закрытым (ЗРУ .110 кВ). Связь] ЗГУ 6 кВ и ЗРУ 110 кВ осуществляется двумя трансформаторами связи по 406 МВА. Связь ТЭЦ о энергосистемой осуществляется по 3-м ВЛ «Донская» и ВЛ «СПП–1» «СПП–2». Трассы указанных ВЛ частично проходят по застроенной территории ТЭЦ (на протяжений 5–6ти прилетов)
Электроснабжение собственных нужд осуществляется через РУСН 60 и 04 кВ. Кабельные помещения главного корпуса оборудованы автоматической системой пенного пожаротушения.
Топливное хозяйство. Основное топливо - природный газ (7980 ккалкг). Резервное топливо - мазут топочный марки 100 (9500 ккалкг).
Мазутное хозяйство. Емкость склада мазута - 5850 м3. Количество баков – 3 из них 2 бака по 2000 м3. Имеется мазутная насосная.
Газовое хозяйство. Газ подается на ТЭЦ (на ГРП) от городской ГРС пропускная способность газопровода и ГРП - 150 тыс.м3А. Длина газопровода - 6 км. Давление газа до ГРП - 6 кгссм2. Давление газа после ГРП - 25 кгссм2.
На Уфимской ТЭЦ–1 в настоящее время имеются следующие установки водоподготовки:
– химводоочистка для котлов среднего давления производительностью 782 м3ч.
– ХВО для котлов высокого давления производительностью
– конденсатоочистка производительностью 127 м3час.
Система техводоснабжешя - оборотная с градирней площадью 1500 м2. Деревянная обшивка градирни частично разрушена и демонтирована. Подпитка оборотной системы техводоснабжения а также потребности химводоочистки ТЭЦ обеспечиваются технической водой из производственного водопровода завода ОЛНПЗ. по двум водоводам диаметром 500 мм. Циркуляционные насосы размещены в гл.корпусе ТЭЦ.
Существующие системы водопровода ТЭЦ: хозпитьевой водопровод противопожарный водопровод.
Дымовые трубы. На территории ТЭЦ имеются 2 дымовых трубы:
–дымовая труба Н=150 метров для энергетических котлов главного корпуса;
– дымовая труба Н=100 метров для водогрейной котельной.
Прочие сооружения и инженерные сета на территории ТЭЦ :
служебно-бытовой корпус (пристрой к постоянному торцу главного корпуса) проходная мастерские строительного цеха материальный склад компрессорная электролизерная нефтеловушка насосная станция промстоков объект 05 сети телефонной и радиосвязи.

7 Выбор схем распределительных устройств.doc

3.4 Описание схемы распределительных устройств
4.1 Распределительное устройство 110 кВ
Распредустройство 110 кВ имеет схему с двумя рабочими и обходной системами шин. Система шин не секционирована. Эта схема применяется при числе присоединений до 12 в данном случае на РУ-110 кВ имеет пять присоединений (три линии и два трансформатора). В нормальном режиме обе системные шины находятся под напряжением. Все системы шин находятся внутри помещения ЗРУ обходной и шиносоединительный выключатели совмещены в одном присоединении (ОШСВ-110кВ).
Все присоединения ЗРУ-110 кВ распределены по секциям с фиксацией присоединений:
на I системе шин должны быть ВЛ СПП-1 ВЛ "Донская" (возможна перефиксация данного присоединения на II СШ) и трансформатор связи 1Т;
на II системе шин должны быть ВЛ СПП-2 и трансформатор связи 2Т;
обходная система шин находится в резерве без напряжения.
Обходной шиносоединительный выключатель (ОШСВ) включен между I и II СШ ЗРУ-110 кВ.
Обходная система шин вместе с обходным выключателем служат для вывода в ремонт любого выключателя кроме секционного. Данная схема позволяет выводить в ремонт любой выключатель а также систему шин не нарушая работы присоединений. Она надежна экономична проста и позволяет производить расширение без коренной реконструкции.
Схема РУ–110 кВ изображена на рисунке ..
4.2 Генераторное распределительное устройство 6 кВ
Для генераторного распредустройства используется схема с двумя системами сборных шин. ГРУ-6 кВ имеет 6 секций (I-VI) для каждой секции 6кВ имеется рабочая и резервная системы шин связанные шиносоединительными выключателями (1+6ШК). Шиносоединительные выключатели нормально отключены. Все секции между собой закольцованы. Секции связаны между собой реактированными фидерами связи (13 24 34 45 63ШХ).
Генераторы присоединены на первую систему сборных шин от которой получают питание групповые реакторы и трансформаторы связи.
Каждый элемент присоединяется через развилку дух шинных разъединителей что позволяет осуществлять работу как на одной так и на другой системе шин. Все присоединения ГРУ-6кВ включены на свои рабочие системы шин. Резервная система шин находится в резерве без напряжения.
4.2.1 Выбор секционного реактора
8 Выбор секционного реактора
Для ограничения токов КЗ на секциях ГРУ выбирают секционный реактор.
Выбор реактора проводят по следующим условиям:
где –номинальные напряжение и ток реактора;
– напряжение установки КВ.
Примем реактор типа:
Uномр = Uуст (10 кВ = 10 кВ);
Iномр > Iмах (2500 А > 2165 А).
Схема ГРУ–6 кВ изображена на рисунке
Рисунок Схема ГРУ–6 кВ

12.cdw

Фрагмент.frw

1.frw

Выкл.frw

ВЫкл2.frw

2.frw

12.frw

ВБТЭ.cdw

ЗРУ.frw

ВБЭ2.frw

КЗ 2.cdw

введение.frw

К3.frw

ГРУ.frw

СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ.cdw.frw

К4.frw

КЗ1.cdw

К6.frw

СН0.frw

СН1.cdw

К22.frw

К 3.cdw

К2.frw

110кВ.frw

сеть1.cdw

К5.frw

ВБЭ.frw

ФрагментТЭЦ.frw

111.cdw

ТЭЦ-1(1.2).cdw

ТЭЦ-1(1.3) без маштабирования.cdw

ТЭЦ-1(1.1)пробный.cdw

тэц-1.frw

ТЭЦ-1.cdw

ТЭЦ-1.cdw

Спецификация к ЗРУ.cdw

Спецификация план.cdw

Подвеска изолирующая
натяжная двухциепная.
Зажим натяжной болтовой

перечень элементовна принципиальную.doc

ТЭЦ-1-подстанция «Донская»
ТЭЦ-1-подстанция «СПП»
Ограничители перенапряжения типа
Реакторы токоограничивающие
2.1.06.206.1.000ПЭ3
Станция электрическая тепловая.
Трансформаторы напряжения типа
Трансформаторы тока типа
Турбогенераторы типа

Спецификация план2.cdw

2.1.06.206.0000ПЭ7.1
Линия электрическая действующая 110 кВ.
Схема электрическая расположенияя

Спецификация для принципиалки.cdw

Спецификация ВБТЭ.bak.cdw

2.1.06.206.2.2.00ПВО
Выключатель вакуумный
Механизм свободного рас-
Привод электромагнитный

Спецификация ВБТЭ.cdw

2.1.06.206.1.1.00ПВО
Выключатель вакуумный
Механизм свободного рас-
Привод электромагнитный

перечень элементов НА РАЗРЕЗЫ.doc

Разъединитель типа РГДЗ2110-II1000 УХЛ1
Высокочастотный заградитель
Выключатель типа ВЭБ-1101000-40
Разъединитель типа РГДЗ1110-II1000 УХЛ1
2.1.06.215.0000.ПЭ7
Ячейка воздушной линии открытого распределительного устройства 110 кВ
Трансформатор напряжения типа НКФ-220-99У1
Разъединитель типа РДЗ-2-220-У1
Трансформатор тока типа TG-245 N1
Выключатель типа HPL-B1-220
Разъединитель типа РДЗ-1-220-У1
Ограничитель перенапряжений типа ОПН-220-УХЛ1
2.1.06.215.0000.ПЭ7.1
Ячейка воздушной линии открытого распределительного устройства 220 кВ

перечень элементовна собственные нужды.doc

Ограничители перенапряжения типа
Трансформаторы напряжения типа
Трансформаторы тока типа
2.1.06.206.1.000ПЭ3.1
Система собственных нужд

Спецификация Изолятар.bak.cdw

Подвеска изолирующая
натяжная двухциепная.
Зажим натяжной болтовой

ЗРУ110 (1).cdw

Устройство распределительное
Схема электрическая
Выключатель типа ВБЭ-110
Шинный разъединитель типа РЛНД-110
Обходная система шин
Обходной разъдинитель типа РЛНД-110
Линейный разъединитель типа РЛНД-110

ВБТЭ 1 (1).cdw

Опоры.cdw

Подвеска изолирующая
натяжная двухцепная.
Опора анкерно-угловая
металлическая 110 кВ.

ВБТЭ 1.cdw

ЗРУ110.cdw

Устройство распределительное
Схема электрическая
Выключатель типа ВБЭ-110
Шинный разъединитель типа РЛНД-110
Обходная система шин
Обходной разъдинитель типа РЛНД-110
Линейный разъединитель типа РЛНД-110

ТЭЦ-1(1.cdw

Сеть.cdw

Схема электрическая
ПС "Восточная" (узел 5)
ПС "Улу-Теляк" (узел 6)
ПС "Максимовка" (узел 3)
ПС "Донская" (узел 2)
Распределительное устройство НН

ТЭЦ-1(1).cdw

Собственные нужды.cdw

Плакат.cdw

Пояснительная записка
Рисунок 1 - План проектируемой сети
Таблица 3 - Напряжение в узлах схемы
Таблица 1 - Потери мощности на участках сети
Таблица 4 - Ток участка сети в нормальном и аварийном режиме
Таблица 2 - Зарядная мощность участков сети

план расстановки опор.cdw

Линия электрическая
Схема электрическая расположения

Плакат 2.cdw

а - Поверхностная коррозия металлоконструкций; б
в - Коррозия опорных косынок в местах крепления к фундаменту
ж - Щелевая коррозия сварных соединений
с разрушением сварных швов;
к - Трещины в сварных швах распорных уголков; л
м - Незаваренные элементы металлконструкций.
Рисунок 1 - Повреждения металлокнструкций опор
Станция электрическая
Пояснительная записка

Чертеж.cdw

Станция электрическая
Поянительная записка
Таблица 1 - Технический уровень выключателей
Таблица 2 - Технико-экономические показатели базового и проектного вариантов

Доклад.doc

Уважаемые члены государственной экзаменационной комиссии разрешите представить вашему вниманию дипломный проект на тему: «Реконструкция электрической части ТЭЦ–1 и анализ участка сети 110 кВ с учетом перспективы повышения нагрузок».
С учетом увеличения выработки электроэнергии на российских электростанциях на сегодняшний день становится актуальным проведение анализа электрических сетей с учетом перспективы повышения нагрузок потребителей. При этом сложившаяся структура генерирующих мощностей остается практически неизменной основу энергетики по прежнему составляют тепловые электростанции.
В связи с этим в последнее десятилетие возникла и существует до сих пор проблема обусловленная массовым физическим и моральным старением давно введенного в эксплуатацию электрооборудования.
-продление срока эксплуатации действующих ГЭС АЭС и значительного числа ТЭС с заменой только основных узлов и деталей оборудования электростанций;
-достройка энергообъектов находящихся в высокой степени готовности;
- сооружение новых объектов в энергодефицитных регионах;
-техническое перевооружение ТЭС с заменой оборудования на аналогичное новое или с использованием перспективных технологий [Энергетик 2006 №1].
В дипломном проекте был рассмотрен участок электрической сети 110 кВ узлами которого являются ТЭЦ–1 подстанции СПП Восточная Улу-Теляк Донская Максимовка. (пл. №1).
Была проведена проверка ЛЭП с учетом повышения нагрузок. Анализ участка сети показал что нет необходимости в увеличении существующих сечений проводов ВЛ-110 кВ (пл. №2). Из этого следует что данный участок электрической сети имеет запас на перспективное развитие.
Был произведен расчет установившегося режима и определены напряжения на шинах подстанций. Напряжение отрегулировано с помощью РПН установок дополнительных средств регулирования не требуется. Были рассчитаны послеаварийные режимы и определено что при заданных нагрузках напряжения находятся в нормируемых пределах (пл. %2).
Расчеты были продублированы программным комплексом «Rastr» результаты расчетов приведены в приложении пояснительной записки.
Анализ показал: в целом данный участок сети работает устойчиво ЛЭП недогруженны. Таким образом рассматриваемый участок сети имеет запас на перспективное развитие.
Во второй части дипломного проекта произведена реконструкция электрической части Уфимская ТЭЦ-1 с которой началось развитие энергетической базы Республики Башкортостан в апреле 1935 года. На плакате №3 представлена принципиальная схема ТЭЦ-1. На пл. №4 ЗРУ 110 кВ.
Для ограничения коммутационных перенапряжений в системе собственных нужд принято решение об установке ограничителей перенапряжения типа ОПН-РТ 669 на каждой системе шин.
Также в системе собственных нужд ТЭЦ-1 был произведен выбор трансформаторов тока и напряжения. Была проведена проверка электрооборудования установленного на ЗРУ-110 кВ и ГРУ-6 кВ.
В специальной части дипломного проекта произведена реконструкция выходов с ТЭЦ-1на подстанции Донская и СПП (пл.№7 план)
По результатам механического расчета проведенного при помощи программного комплекса «Трест по сооружению высоковольтных линий электропередачи и подстанций» принято решение об установке на участке ТЭЦ-1-ПС Донская двухцепной металлической анкерно-угловой опоры с подставкой 5 метров (пл. №9). Данная опора устанавливается взамен базовой опоры № 2. Опора используется как одноцепная для обеспечения габаритов сближения провода ВЛ 110 кВ со зданием АБК. Одноцепная анкерно-угловая опора с подставкой 5 метров (пл. №9) устанавливается взамен базовой опоры № 3.
Так как проектируемый участок ТЭЦ-1-СПП1 проходит над цехом хим. водоочистки (ХВО) и емкостями цеха ХВО то принимаем к установке двухцепную анкерно-угловую опору повышенного типа с подставкой 14 метров (пл №9). Проектом предусмотрено установить две опоры взамен базовых опор № 2 3 4 5.
Линия ТЭЦ-1-СПП2 демонтируется от существующей опоры №1 до проектной опоры №2 (пл. №7).
В разделе безопасность и экологичность проекта были рассмотрены опасные и вредные производственные факторы характерные для проектируемой электростанции ТЭЦ–1 и проанализировано их влияние на обслуживающий персонал. Указано средство защиты для предотвращения опасных и вредных факторов.
Также произведен расчет защитных заземляющих устройств ЗРУ–110 кВ проектируемой ТЭЦ–1.
В организационно-экономической части проведена оценка технического уровня современного вакуумного выключателя ВБТЭ-10-20630 и обоснование экономической целесообразности его выбора при проектировании подстанции. Технико-экономические показатели базового и проектного вариантов представлены на плакате
Годовой экономический эффект от применения вакуумного выключателя ВБТЭ-10-20630 взамен масляного выключателя ВМГ-10-20630 составил 1286292 руб.

4. Выбор основного оборудования,генераторы.doc

3.2 Краткая характеристика основного оборудования
2.1 Краткая характеристика генераторов
На ТЭЦ–1 установлено семь генераторов. Первый второй генераторы типа Т2-6-2; третий – Т2-15-2; четвертый пятый – Т2-12-2; шестой и седьмой типа ТВС-30. Первый генератор находиться в резерве.
Краткие номинальные данные генераторов приведены в таблице 1.1 (из [4]).
Таблица 1 Технические данные генераторов.
Турбогенераторы ТВС с косвенным водородным охлаждением обмоток статора и ротора и непосредственным охлаждением железа статора.
Генераторы Т2-6-2 Т2-12-2 с воздушным охлаждением.