Фрагмент для ознакомления
Уточненное число вертикальных электродов определяется при коэффициенте использования в=0,6, принятого при числе электродов порядка 30 и отношении расстояний между вертикальными электродами и их длине равном 1.Окончательно принимаем 30 вертикальных электрода. Все соединения элементов заземляющих устройств, в том числе и пересечения, выполняются сваркой в нахлест. У входов и выходов на территорию ОРУ должно быть обеспечено выравнивание потенциалов путем укладки двух полос на расстоянии 1 и 2 м от заземлителя на глубине 1 и 1,5 м соответственно. Расстояние от границ заземлителя до забора с внутренней стороны должно быть не менее 3 м. Число и месторасположения заземлителей представлены на рис.4.1.Расположение заземлителей проектируемой подстанции Рисунок4.1 - ПС 35/104.2 Молниезащита подстанцииМолниезащитная система (МЗС) – это комплекс защитных мероприятий, предназначенный для обеспечения надежной работы оборудования, безопасности людей, сохранности зданий с сооружений при грозовых воздействиях.Комплекс средств молниезащиты зданий и сооружений включает в себя: внешнюю МЗС – устройства защиты от прямых ударов молнии (ПУМ) и внутреннюю – устройства защиты от вторичных воздействий молнии (ограничивающие воздействия электромагнитных полей на защищаемые объекты и предотвращающие искрения внутри них).Защищаемые объекты делят на обычные и специальные.Обычные – это жилые, административные и промышленные строения, а также здания и сооружения высотой не более 60 м.Специальные – это объекты, представляющие опасность для непосредственного окружения, для социальной и физической окружающей среды, а также строения высотой более 60 м.Обычные защищаемые объекты относят к одному из четырех необходимых уровней надежности защиты от ПУМ, указанных в табл. 4.1.Таблица 4.1Уровни защиты от ПУМ для обычных объектов Уровень защиты Надежность защиты от ПУМ I 0.98 II 0.95 III 0.90 IV 0.80 Надежность Рз определяется как 1-- Р, где Р – предельно допустимая вероятность прорыва молнии в объект, защищаемый молниеотводами.Для специальных объектов минимально допустимый уровень надежности защиты от ПУМ устанавливается в пределах 0.9–0.999 в зависимости от степени их общественной значимости и тяжести ожидаемых последствий от ПУМ.Электрические станции и подстанции по [1] относятся к специальным объектам и по отраслевому руководящему документу РД 153 – 34.3 – 35.125 – 99, вероятность защиты этих объектов должна быть не менее 0.995 [2]. Рисунок 4.2 - Место расположения заземлителей на территории подстанции Защитное действие молниеотвода характеризуется его зоной защиты, т.е. пространством вблизи молниеотвода, вероятность попадания в которое не превышает заранее определенное малое значение.Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой до 150 м представляет собой круговой конус рис. 4.3. с вершиной на высоте h0< h, сечение которого на высоте hXимеет радиус rX. .Рисунок4.3 -Сечение зоны защиты стержневого молниеотводаРисунок4.4 - Зона защиты двойного стержневого молниеотводаГраница зоны защиты находится по формуламh0 = h0,85;.Вероятность прорыва молнии не превышает 0,005. Если допустить вероятность прорыва молнии 0,05, что вполне удовлетворяет потребностям практики, так как для объектов менее 30 м число разрядов в год менее 0,1 и объект будет поражаться молнией в средне не чаще 1 раз в 200 лет, границы зоны защиты находятся по формулам h0 = h0,92;.Зона защиты двух молниеотводов, находящихся на расстоянии, менее 35 h, расширяется по сравнению с зонами отдельных молниеотводов рис. 10.3. Возникает дополнительный объем защиты обусловленный совместным действием двух молниеотводов. Зоны защиты двойного стержневого молниеотвода описываются формулами при вероятности прорыва РПР = 0,005h0 при lh; rXприlh; при вероятности прорыва РПР = 0,005h0 при lh1,5; rXпри lh1,5; гдеr0 – зона защиты одиночного молниеотвода на уровне земли.Если расстояние l превышает 3h (РПР = 0,005) и 5h (РПР = 0,05), каждый молниеотвод следует рассматривать как одиночный. Несколько близко расположенных молниеотводов образуют многократный молниеотвод. Его зона защиты определяется зонами защит ближайших молниеотводов. При этом принимается, что зона защиты имеет вероятность прорыва как у зоны взятых попарно молниеотводов. Для установки молниеотводов целесообразно использовать все высокие сооружения, расположенные на территории и вблизи подстанции. Поэтому на проектируемой подстанции молниеотводы установим рис. 4.1. на порталах ЛЭП 110 кВ – два молниеотвода высотой 17 м, на углах крыши камер трансформаторов – два высотой 17м и на крыше ЗРУ – два высотой 14м. Эти молниеотводы обеспечивают многократное экранирование ОРУ и здания ЗРУ подстанции. Проверим зону защиты молниеотвода для самой высокой и уязвимой точки подстанции – середины крыши камер первого и второго трансформаторов. где h0 вычисляется в зависимости от требуемой ширины зоны защиты:мВидно, что высота молниеотводов превосходит минимально допустимуюРасчет выполнен согласно СО 153-34.21.122-2003. Защита ОРУ от прямых ударов молнииЗащита оборудования открытых распределительных устройств (ОРУ) от ПУМ обеспечивается стержневыми и тросовыми молниеотводами. Последние в основном используются для защиты ошиновки очень большой протяженности.Стержневые молниеотводы выполняют в виде вертикальных металлических стержней (молниеприемников), возвышающихся над защищаемыми объектами, соединенных с заземлителем. Минимальные сечения молниеприемников: для стали – 50 мм², алюминия – 70 мм² и меди - 35 мм².Защитное действие молниеотводов связано с избирательной поражаемостью молнией высоких объектов. Зоной защиты молниеотвода называют пространство вокруг молниеотвода заданной геометрии, отличающееся тем, что вероятность удара молнии в объект, целиком размещенный в его объеме, не превышает заданной величины.Площадка ПС 35/6 кВ находится в городе Улан-Удэ республики Бурятия. На подстанции установлены трансформаторы мощностью 25000 кВА 35/10 кВ, а также установка комплектных распределительных устройств КРУ-СЭЩ-65, ОРУ 35кВ. Подстанция запитана от высоковольтных линий напряжением 35 кВ, в целях защиты от воздействия электрического поля, создаваемого воздушной линии, установленаохранная зона. Охранная зона зоны установлена на территории вдоль трассы воздушной линии, т.к. напряженность электрического поля превышает 1 кВ/м. Охранная зона, в соответствии с ПУЭ установлена по обе стороны от воздушной линии 35кВ на расстоянии 30 м от проекции на землю крайних фазных проводов в направлении перпендикулярно к воздушной линии. Территория подстанции (открытого распределительного устройства) – территория размещения наружных электроустановок. По опасности поражения людей электрическим током эта территория приравнивается к особо опасному помещению. По опасности, возникающей при прямых ударах молнии и грозовых перенапряжений, подстанция относится к специальным объектам с ограниченной опасностью. В соответствии с ПУЭ устройства молниезащиты подстанции соответствуют II уровню защиты, при котором минимальный уровень надежности защиты от прямых ударов молнии не меньше 0,95.Для защиты от атмосферных перенапряжений применены специальные защитные аппараты и устройства: стержневые и тросовые молниеотводы, разрядники и защитные промежутки.Решение проблемы безопасности жизнедеятельности (БЖД) состоит в обеспечении нормальных (комфортных) условий деятельности людей в их жизни, в защите человека и окружающей его среды (производственной, природной, городской, жилой) от воздействия вредных факторов, превышающих нормативно-допустимые уровни. Поддержание оптимальных условий деятельности и отдыха человека создаёт предпосылки для высшей работоспособности и продуктивности.При обслуживании электроустановок на ОРУ подстанции, работы проводятся на открытом воздухе при низких температурах в холодный период года и высоких температурах и выпадении осадков в теплый период года. Такие условия труда характеризуются такими отклонениями уровней вредных факторов от гигиенических нормативов, которые вызывают функциональные изменения, восстанавливающиеся, как правило, при более длительном периоде, чем к началу следующей рабочей смены. Они увеличивают риск повреждения здоровья. Нормализация условий труда достигается возможностью отдыха персонала в здании подстанции, где обслуживающий персонал находится в холодный период года на перерывах, может укрыться при выпадении атмосферных осадков, избежать прочие неблагоприятные для работы климатические условия. На проектируемой подстанции предусмотрено использование средств индивидуальной защиты и спецодежды.Таблица 4.1 Комплектование персонала средствами защиты в соответствии с ПУЭНаименования средства защитыКоличествоЕдиница измеренияБоты диэлектрические2ПарыУВН 35 кВ1штУВН 10 кВ1штИзолирующая штанга (Оперативная) 35 кВ1шт10 кВ1штКаска диэлектрическая2штПереносное заземление35 кВ2шт10 кВ2штПерчатки диэлектрические2парыКлеши диэлектрические до 1000 В1штКовры диэлектрические2штПлакаты и знаки безопасности 2комплектЗащитное ограждение (диэлектрическое) 100мКостюмы от дуги с нательной одеждойЗимний2штЛетний2штУказатель напряжения до 1000 В2штИзолирующая штанга (универсальная) 35 кВ1шт10 кВ1штИнструмент с изолированной рукояткой 1комплектДанные табл. приведены исходя из 2 человек Оперативно-дежурного персонала.5Технико - экономический расчетОбщая характеристика деятельности предприятияПолное наименование предприятия: «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» (ОАО «ФСК ЕЭС») .Юридический адрес: 660021, Россия, Красноярский край, г. Красноярск, ул. Бограда, 144 "А".ИНН2460069527Руководитель: Рюмин Андрей Валерьевич.Основные виды деятельности:обеспечение надежного функционирования, повышения эффективности работы и развития Единой национальной электрической сети Сибирского региона России;создание условий для эффективного функционирования оптового рынка электроэнергии;реализация государственной политики в электроэнергетике;осуществление эффективной эксплуатации и централизованного технологического управления электрическими сетями, являющимися частью Единой энергетической системы России;реализация единой стратегии в области инвестиций и привлечения капитала для решения общесистемных задач развития электрических сетей и Единой энергетической системы России;реализация научно-технической политики и внедрения новых прогрессивных видов техники и технологий.Краткое описание проектаИзложение сути инвестиционного проекта: внастоящем проекте рассматривается проектирование подстанции 35/10 кВ с учетом установки на стороне ВН (35кВ) элегазовых выключателей. Рассмотрим проектирование данной подстанции сэлегазовыми выключателями на стороне 35 кВ, что дает повышение её надёжности и снижение затрат на эксплуатацию оборудования, так как элегазовые выключатели обладают большей надёжностью, чем масляные и пракически не требуют технического обслуживания. Цель проекта: улучшение качества электроснабжения потребителей. Работа электроприемников с наилучшими технико-экономическими показателями: высокий КПД, надежность, электромагнитная безопасность и т.п., возможна только при небольших отклонениях напряжения на их выводах. ГОСТ 32144-2013 определяет нормальные и предельно допустимые отклонения напряжения у электроприемников, а ГОСТ 721-77 устанавливает наибольшие рабочие напряжения для оборудования электроэнергетической системы. Сроки реализации проекта: 3 года.Ожидаемые результаты: сокращение штрафных санкций реализуемых в виде скидки с тарифа, за весь объем электрической энергии, не соответствующей нормам качества электрической энергии (ГОСТ-32144-2013), отпущенной потребителям электроэнергии за расчетный период. Помимо сокращения штрафных санкций, после реконструкции подстанции, ожидается уменьшение количества выхода из строя электрооборудования подстанции «Западная», а также электрооборудования потребителей после нормализации уровней напряжения. Работы по реализации проектаВсе электромонтажные работы выполняются в строгом соответствии с основными директивными документами. К ним относят Правила устройства электроустановок (ПУЭ), Строительные нормы и правила (СНиП), ГОСТы и Технические условия. Необходимо также, безусловно, выполнять монтажные инструкции и технологические карты изготовителей электрооборудования.Определение общей суммы капитальных вложений по проектуСуммарная величина капиталовложений по проекту рассчитывается с учётом стоимости оборудования, строительно-монтажных работ и прочих расходов. Смета расходов приведена в табл. 5.1.Таблица 5.1Сметная стоимость оборудования и материаловНаименованиеБазисная стоимость, тыс. руб.КоличествоСтоимость, тыс. руб.Элегазовый выключатель30000260000Ячейка выключателя 35кВ719,45521439Итого: 61439Заᡃработная плаᡃта эксᡃплуатационных и реᡃмонтных рабочих813,6Эксᡃплуатационные материалы60,01Теᡃкущий реᡃмонт (безᡃ (беззарплаты)0Амоᡃртизационные отчисления88736,3Прочие2535,3Итого:92145,21Итого по смете:153584,21Цены актуальны на (10.05.2022)Строительно-монтажные работы и прочие расходы рассчитаны с использованием Укрупненных сметных нормативов. НЦС 81-02-12-2020. Сборник № 12. Наружные электрические сети (приказ №914/пр от 30 декабря 2019 года) и НЦС 81-02-21-2020. Сборник № 21. Объекты энергетики (за исключением линейных) (приказ №907/пр от 30 декабря 2019 года).Предполагаемый источник финансирования – собственные средства предприятия.Таблица 5.2.Ожидаемые результаты по проекту №Наименование показателяЕд.изм.ОтчетныеПроектныеОтклонениеЭкономический эффект, руб.1Полезный отпусккВт/ч169,60 млн. кВт.ч.181,12 млн.КВт ч.324,45 т. кВт.ч12%2Потери электроэнергии..1,02 млн.кВт.ч2,1 млн, кВт.ч675,3 т кВт.ч0,3 %3Расход энергии на собственные нужды96,39 млн. кВт.ч120,12 млн. кВт.ч12 млн кВт.ч1,2 %4Затраты на эксплуатацию и ремонт 1 011,21 тыс. руб1 430,22 тыс. руб450,36 тыс. руб. 0,1 %По каждому показателю рассчитываем экономическую эффективность, которая заключается в следующем: 1. В связи с приростом полезного отпуска электроэнергии прибыль увеличится на 12 %, 2. В результате снижения потерь электроэнергии экономический эффект составит0,3 %, Годовой (суммарный) экономический эффект составляет 345, 76 тыс. рубПоказатели эффективности1. Простая норма прибыли или рентабельность инвестиций рассчитывается по формуле (5.1): (5.1.)где: К – суммарная величина инвестиций (основной и чистый оборотный капитал).Пч - годовой экономический эффект ПНП = 8877,26/ 153584,21= 0,06о.е.ПНП=6 %2. Простой срок окупаемости рассчитывается по формуле (5.2): (51.2.)где: И ам – годовая сумма амортизационных отчислений.Ток = 153584,21/ (345,76+ 8877,26) = 17,2 года3. Чистый дисконтированный доход или современная приведенная стоимость NPV (NetPresentValue), определяемая следующим образом (5.3): (5.3.)где Эt- годовой поток платежейТр – инвестиционный цикл, годы;Еср- ставка дисконтирования.NPV= 13349 тыс. руб.Рисунок5.1 - Расчет NPV (ЧДД)Таблица 5.3.Показатели эффективности проекта№Наименование показателяЗначение1Суммарная величина капиталовложений153584,21 тыс.руб2Длительность инвестиционного цикла25 лет3Годовой экономический эффект 345,764Рентабельность инвестиций6%5Простой срок окупаемости17 лет6Чистый дисконтированный доход13349 тыс. рубАнализ рискаИнвестиционные затраты в размере 153584,21 тыс.руб. на длительный период невозможны без определенного риска. Проведя анализ степеней рисков, которые могут повлиять на строительство и монтаж предложенной системы электроснабжения, и на работу предприятия в целом, в условиях мирового финансового кризиса ни одно промышленное предприятие не может быть застраховано от краткосрочного падения спроса на производимый продукт, либо снижения цен из-за перепроизводства. Поэтому, данный проект, считаю, не будет реализован в ближайшее время. ВыводРассмотренный проектный вариант является для энергосистемы необходимым. При вводе в эксплуатацию данного проекта повышается надежность питания потребителей, появляется возможность создания резервных мощностей. Следовательно, ожидая получение прибыли за счет повышения надежности и подключения новых потребителей, обеспечиваем бесперебойное и «качественное» питание потребителей. Помимо получения прибыли от новых потребителей, получаем так же «скрытую» прибыль, которая заключается в том, что новое оборудование не нуждается в капитальных ремонтах, является более износостойким, имеет запасы прочности, в случае аварийных ситуаций. ЗАКЛЮЧЕНИЕВыпускная квалификационная работа, представленная пояснительной запиской и графической частью, представляет проект реконструкции электрической части понизительной подстанции 35/10 кВ.На первом этапе выполнения выпускной квалификационной работы произведен расчет ожидаемых электрических нагрузок по подстанции 35/10 кВ. Результаты расчета ожидаемых электрических нагрузок использованы для выбора оптимального электротехнического оборудования проектируемой подстанции 35/10 кВ. Построен упорядоченный годовой график нагрузки подстанции, по которому определена мощность в часы максимальной загруженности, которая составила 15,58 МВА. Так же определены показатели графика нагрузок, такие как Тм=5606ч и Kз=0,639. Далее рассмотрены различные варианты силовых трансформаторов, в результате чего по совокупности технико-экономических показателей и приведенных затрат выбраны к установке на подстанции два трансформатора марки ТДН – 25000/35/10 кВ.Определены значения токов симметричных и несимметричных коротких замыканий. Наибольший ток на стороне 35 кВ протекает при двухфазном коротком замыкании. В установившемся режиме он составляет 4,35 кА, тогда как на пике переходного процесса – 11,07 кА. На стороне НН наибольшее значение имеет симметричное КЗ – периодическая составляющая равна 4,42 кА, ударный ток – 11,87 кА. Исходя из полученных значений токов короткого замыкания в ВКР выполнен выбор оборудования подстанции. Для обеспечения потребителей электроэнергией выбрано следующее оборудование: На высокой стороне: выключатель элегазовыйВГТ-35 УХЛ1, разъединитель двухколонковый РНДЗ-1-35/1000, трансформатор тока ТВГ-35-0,2-2500/5 для измерения,ТВГ-35-5р-2500/5 для защиты, гибкие шины АС-70/11. На низкой стороне, в качестве проводников шинного моста выбраны медные неизолированные провода АС-240/56. Далее выбиралось оборудование, устанавливаемое в ячейки КРУН – комплектного распределительного устройства наружного размещения. К нему относится: выключатель вакуумный ВВД63А-10, трансформатор тока с литой изоляцией ТШЛ-10 - 4000/5, трансформатор напряжения НАМИ-10-У2. Сформированы электрическая схема и план подстанции с разрезом, на которых отражена компоновка оборудования и агрегатов в пространстве и их электрические связи. Выполненный проект проектирования электрической части подстанции 35/10 кВ соответствует техническим требованиям и выполнен в соответствии с современными методиками расчета и выбора высоковольтного электрооборудования.СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВАндреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения - М.Высш. шк.,2006Аюев Б.И., Давыдов В.В., Ерохин П.М., Неуймин В.Г. Теория и алгоритмырасчета установившихся режимов электрических систем: Учебное пособие. – Екатеринбург, УГТУ-УПИ, 2007Веников В.А. Электрические системы. М.: Высш. шк., 1998. - 511 сРуководство "MICOM P631/P632/P633/P634 Дифференциальная защита трансформатора", 2013Дьяков А.Ф., Платонов В.В. Основы проектирования релейной защиты и автоматики электроэнергетических систем.- М.: Изд-во МЭИ, 2000Идельчик В. И. Электрические системы и сети. Учебник для ВУЗов. – М.: Энергоатомиздат, 1989Лыкин А. В. Электрические системы и сети. Учебное пособие. – Новосибирск: НГТУ, 2002ГОСТ 14209-97.(МЭК 354-91) Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов. Дата введения 2002.01.01.СТО 59012820-29.240.30.003-2009 Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. Утвержден приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 20.12.2007 №441Лыкин А.В. Электрические системы и сети: Учебное пособие – Москва, Изд-во Логос, 2008Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, утвержденные приказом Минэнерго России от 30.06.03 № 281Положение о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС»Правила устройства электроустановок. - М.: Энергоатомиздат, 1986, в редакции Приказа Минэнерго РФ от 20.06.2003 N 242Приказ ОАО «ФСК ЕЭС» от 16.06.2010№ 421 «Об утверждении стандарта организации «Рекомендации по применению типовых принципиальных электрических схем распределительных устройств подстанций35 - 750 кВ»Сайт http://www.elec.ru/viewer?url=/files/127/000000831/attfile/01.pdfСайт http://www.holding-mrsk.ru/press/news/detail.php?ID=8261Сайт http://electricalschool.info/sety/1527-osnovnye-meroprijatija-po-snizheniju.html http://www.ruscable.ru/print.html?p=/article/Avtomatika_ogranicheniya_peregruzki Справочник по проектированию электрических сетей [Текст] : научное издание / Под ред. Д.Л. Файбисовича. - Изд. 2-е, перераб. и доп. - М. : Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. - 349 с. : ил. - ISBN 5-93196-684-6Строев В. А. Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях. Учебное пособие для электроэнергетических специальностей ВУЗов, 1999Строев В. А. Электрические системы. Электрические сети. Учебник для электроэнергетических специальностей ВУЗов, 1998Экономика и управление в энергетике: учебное пособие/Басова Т.Ф., Кожевников Н.Н., Леонова Э.Г.и др.;-М.: Издательский центр «Академия», 2003.-384 сЭлектротехнический справочник: В 4 т. Т. 3. Производство, передача и распределение электрической энергии/ Под общей редакцией профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др.-9-е изд.- М .: Издательство МЭИ, 2004ГОСТ 12.1.007-76 "Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности".СО 153-34.21.122-2003. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений и открытых установок. –М. 2003
