Реферат по производственной практике энергетика

метки: Трансформатор, Практик, Энергетик, Учебный, Электроэнергетика, Производственный, Электрический, Точность

Производственная практика (преддипломная) является обязательной составной частью учебного плана, продолжением учебного процесса в организациях соответствующего профиля. Преддипломная практика предусмотрена для общей ориентации в реальных условиях будущей деятельности.

Целью преддипломной практики является подготовка к решению организационно-технологических задач на производстве и к выполнению выпускной квалификационной работы.

Для достижения вышеуказанной цели во время производственной практики должны быть решены следующие задачи:

• ознакомление со структурой предприятия, отдела (цеха, лаборатории);
• ознакомление с технологией предприятия, механическим

и электрическим оборудованием, экономическими показателями;

• изучение и сбор подробных сведений об объекте проектирования,

электрических нагрузках, параметрах электрических сетей, способах распределения электрической энергии, электрическом оборудовании;

• подбор научно-технических, нормативных материалов для разработки

вопросов техники безопасности, охраны труда и окружающей среды.

Местом прохождения практики является производственное отделение «Троицкие электрические сети», Октябрьских РЭС ОАО «МРСК Урала – Челябэнерго».

За период прохождения практики была произведена реконструкция подстанции (далее ПС) 110/10 кВ «Октябрьская», произведен выбор силовых трансформаторов, рас­считаны токи короткого замыкания (далее КЗ) на шинах трансформаторов по известным данным токов КЗ на мостике подстанции, произведен выбор оборудования трансформаторной подстанции (далее ТП) на высокой и низкой стороне, рассчитана дифференциальная токовая защита силовых трансформа­торов, рассмотрены вопросы безопасности труда. Также рассмотрены вопросы учета электроэнергии на базе многофункционального микропроцессорного счетчика электроэнергии серии Альфа – «ЕвроАльфа». Произведен расчет технико-экономических показателей.

В связи с острым недостатком электроэнергии происходят периодические отключения некоторых потребителей III ка­тегории в часы пиков нагрузок, поэтому необходимо значительное увеличение пропускной способности подстанции с 12,6 МВА до 32 МВА. К тому же в данном районе производится строи­тельство промышленных объектов, поэтому в ближайшем будущем нагрузка на подстанцию сильно возрастет. К 2025 г. предполагаемая нагрузка вырастет до расчетной пропускной способности подстанции.

Производственная практика (2)

... Слабые стороны (W): Хороший имидж организации Наличие крупной производственной базы Разнообразие предоставляемых услуг Имеется личный сайт Сплоченный ... на конкретных рабочих местах. В задачи практики входит: Главной целью моей работы было получение первоначальных навыков на предприятии ... м их желания, всегда пытаемся помочь им в выборе товара. Доброжелательная атмосфера в коллективе отражается и на ...

В связи с этим требуется преобразование электрической энергии для её экономичной передачи и распределения за счёт повышения или понижения напряжения.

Электроустановка, предназначенная для преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов, распределительных уст­ройств, устройств управления и других вспомогательных сооружений, называ­ется трансформаторной подстанцией. В сельскохозяйственных районах в основ­ном используются районные трансформаторные подстанции, обеспечивающие понижение напряжения сети с 35 … 500 кВ, при котором электро­энергия передаётся от основного централизованного источника электроснабжения – энерго­системы, до 6 … 35 кВ (чаще всего 10 кВ) для распределения её в районе, и потребительские подстанции (далее ПП), обеспечивающие понижение напряжения с 6 … 35 кВ до 0,38 кВ для распределения электрической энергии между потреби­телями и передачи её токоприёмникам.

На подстанции пре­дусматривается установка современных счетчиков коммерческого учета элек­троэнергии типа Альфа 1800 с автоматизированной системой контроля и учета электроэнергии АльфаМЕТ. В открытых распределительных устройствах (далее ОРУ) 110 кВ предусматривается замена масляных выключателей на элега­зовые, замена разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, изоляторов. В комплексных распределительных устройствах (далее КРУ) 10 кВ предусматривается замена масляных выключателей на ваку­умные.

В сельских электрических сетях применяют как одно трансформаторные, так и двух трансформаторные подстанции напряжением 10/0,38; 35/10; 110/10; 110/35/10.

Схемы соединения подстанций на напряжение 35…110/10 кВ опреде­ляют их положением в сети, числом присоединений, используемым оборудова­нием (трансформаторы, сборные шины, коммутационная и другая аппаратура).

Они должны удовлетворять следующим требованиям: обеспечивать необходимую надёжность электроснабжения потребителей и транзита мощности через под­станцию, а также возможность проведения ремонтных работ и эксплуатацион­ных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоедине­ний; учитывать перспективу развития; обеспечивать поэтапное развитие распреде­лительных устройств без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей.

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ ХОЗЯЙСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ И ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОКТЯБРЬСКИХ РЭС ОАО «МРСК УРАЛА – ЧЕЛЯБЭНЕРГО»

На территории Челябинской области ОАО «МРСК Урала» представляет собой филиал «Челябэнерго». В настоящее время филиал ОАО «МРСК Урала» – «Челябэнерго» осуществляет передачу электрической энергии по распределительным сетям 0,4-110 кВ. Основной задачей является обеспечение надежного функционирования и развития распределительного электросетевого комплекса региона, а также подключение новых потребителей к распределительным электрическим сетям компании. Общая численность персонала филиала – более 4 тысяч человек. Филиал осуществляет электроснабжение промышленных предприятий и населения на территории общей площадью 87,9 тыс. км ² с населением 3,5 млн. человек. Всего в эксплуатации филиала находятся 308 подстанций, 9246 трансформаторных подстанций и 41537 км. воздушных и кабельных линий электропередачи (ЛЭП).

Троицкие электрические сети были организованы 30 марта 1965 года. Тогда ЛЭП были смонтированы сплошь на деревянных опорах. 24 подстанции были снабжены только одним силовым трансформатором и двумя подстанциями – Троицкой и Южно-Уральской.

В настоящее время Производственное отделение «Троицкие электрические сети филиала ОАО «МРСК Урала» – «Челябэнерго» (ПО «ТЭС») представляет собой развитое предприятие, основное направление деятельности которого – передача и распределение электроэнергии с целью доведения ее до потребителей. В состав Троицких электрических сетей входят шесть сетевых районов, которые обслуживают 63 подстанции.

Октябрьский район электрических сетей является структурным подразделением ОАО «МРСК Урала – Челябэнерго» и обязан бесперебойно снабжать всех потребителей в закрепленной зоне обслуживания.

Октябрьские РЭС образовались в 1966 году в результате ликвидации, на уровне области, местного «Сельэнерго» и передачи его в состав ЦЭС.

За Октябрьскими РЭС закреплено электрооборудование: воздушные линии электропередачи ВЛ – 04/10 кВ и ТП в Октябрьском районе со всем установленным оборудованием. Подстанции «Октябрьская» 110/35/10 кВ, «Подовинная» 110/35/10 кВ; «Крутоярская» 35/10 кВ; «Большеникольская» 35/10 кВ; «Маякская» 35/10 кВ; «Чудиновская» 35/10 кВ; «Кочердыкская» 35/10 кВ; «Каральская» 35/10 кВ; «Уйская» 35/10 кВ обслуживаются централизовано Октябрьскими электрическими сетями.

В осставе Октябрьских РЭС имеется шесть мастерских участков: «Кочердыкский», «Крутоярский», «Октябрьский», «Уйско-Чебаркульский», «Вольменский», «Подовинный». Характеристики мастерских участков в среднем за 3 года сведены в таблицу 1.

Таблица 1 – Характеристика мастерских участков в среднем за 3 года

Название мастерских участков	Протяженность ВЛ 10 кВ	Протяженность ВЛ 0,4 кВ	Количество ТП 10/0,4 кВ, шт.	Количество ПС 35/10 кВ, шт.	Количество отключений, шт.
Кочердыкский участок	235	222	148	6	146
Крутоярский участок	265	200	130	5	130
Октябрьский участок	197	197	170	4	150
Уйско-Чебаркульский участок	211	195	132	5	131
Вольменский участок	207	212	118	4	123
Подовинный участок	251	201	125	6	161

В связи с большим количеством подстанций, находящимися на территории обслуживания рассмотрим одну из наиболее крупных – ПС «Октябрьская» 110/10 кВ. Данные приведены в таблице 2.

Таблица 2 – Сводные показатели ПС «Октябрьская»

№ п/п	Наименование, площадь электрифицированного района	Количество
		2013 г.	2014 г.	2015 г.
1	Количество фидеров 10 кВ, ед.	8	8	8
1.1	Количество фидеров, имеющих резервирование, ед.	6	6	6
1.2	Оборудование АПВ, ед.	6	6	6
2	Количество фидеров 10 кВ, питающихся от промышленных ПС ОАО «Челябэнерго», ед.	8	8	8
3	Общее количество ТП 10/0,4 кВ, ед./кВА	46	40	31
3.1	Комплектные ТП (КТП)	36	32	25
3.2	КТП, питающие производственную нагрузку, шт.	35	31	22
3.3	КТП, питающие смешанную нагрузку, шт.	3	3	3
3.4	Мачтовые ТП (МТП)	10	8	6
3.5	МТП, питающие бытовую нагрузку, шт.	8	6	4
4.	Протяженность ВЛ 10 кВ, км	90	82	80
5.	Протяженность ВЛ 0,4 кВ, км.	71,8	63,8	57,16

Из таблицы 2 видно, что за отчетный период уменьшилось количество ТП, питающих как производственные, так и бытовые потребители, что говорит об уменьшении мощности у потребителей. Снижение количества МТП говорит об их замене, как пришедших в негодность и морально устаревших, на комплектные ТП (КТП), более универсальные для эксплуатации. А также уменьшается протяженность ВЛ.

Способность осуществлять качественную передачу и распределение требуемого количества электроэнергии от источников к потребителям при нормативных уровнях напряжения и в соответствии с заданным графиком нагрузки называется надежностью электрической сети или её участка. Надежность участка сети определяется надежностью и параметрами входящих в ее состав элементов (трансформаторов, коммутационной аппаратуры, линий электропередачи и др.) и схемой их соединений. На элементы электрической сети, на их бесперебойную работу влияют различные климатические факторы, а также их старение. Это может привести к следующим последствиям:

• аварийность и поврежденность в сетях 6-10/0,4 кВ;
• выход из строя силовых трансформаторов;
• потеря электроэнергии в сетях;
• несчастные случаи.

Для снижения времени простоя потребителей необходимо на базе иметь резерв трансформаторов.

ВЫВОД ПО ГЛАВЕ 1

Подстанция 110/10 кВ «Октябрьская» Октябрьского района Челябинской области была введена в эксплуатацию в 1993 году. Все оборудо­вание подстанции изготовлено в конце 80-х — начале 90-х годов. Электрооборудование, установленное на подстанции, частично морально и физически устарело и нуждается в замене. На Подстанции «Октябрьская» установлены два масляных трансформатора ТМН-6300/110/10 кВ. Основными потребителями электроэнергии являются: посёлки городского типа, птицефабрика, промпредприятия. Это потребители I и II категорий надежности. В последние годы электрические мощности потребителей значительно возросли, что требует увеличение мощности подстанции. Мощность подстанции целесообразно увеличить путем замены двух существующих силовых трансформаторов типа ТМН-6300/110/10 на более мощные ТДН-16000/110/10 У1. Все это требует проведения коренной реконструкции всей подстанции и частичной замены старого оборудования на новое.

ГЛАВА 2 РЕКОНСТРУКЦИЯ ПОДСТАНЦИИ 110/10 кВ «ОКТЯБРЬСКАЯ»

2.1 Состояние производственно-хозяйственной деятельности подстанции

110/10 кВ «Октябрьская»

Октябрьский район электрических сетей (Октябрьские РЭС) является одним из структурных подразделений Центральных электрических сетей филиала ОАО «МРСК Урала» – «Челябэнерго». Данная организация занимается обслужива­нием и ремонтом электрических сетей на Октябрьском участке.

Подстанция 110/10 кВ «Октябрьская» расположена на территории Октябрьского района Челябинской области.

Анализ природно-климатических условий района приведен в таблице 3.

Таблица 3 – Природно-климатические условия района

Минимальная температура воздуха	-40 0 С
Максимальная температура воздуха	+40 0 С
Среднегодовая температура воздуха	+1,5 0 С
Число грозовых часов в году	60+80ч
Глубина промерзания грунта	1,9м
Грунт в основном	Суглинок и глина
Преобладающие ветра	Северо-западный
Район по ветру	II (скоростной напор ветра 340 Н/м)
Район по гололеду	II (толщина стенки гололеда 10мм)
Климат резко континентальный

Подстанция «Октябрьская» введена в эксплуатацию в 1993 году. Все оборудо­вание подстанции изготовлено в конце 80-х – начале 90-х годов. Электроснабже­ние подстанции осуществляется от главной понижающей подстанции ГПП «Исаково» 500/110 кВ по двум взаиморе­зервирующим линиям ВЛ-110кВ.

На Подстанции «Октябрьская» установлены два масляных трансформатора ТМН-6300/110/10 кВ. Основными потребителями электроэнергии являются: посёлки городского типа, птицефабрика, промпредприятия. Это потребители I и II категорий надежности.

Электрическая подстанция 110/10 кВ «Октябрьская» представляет собой

элек­троустановку для приёма, преобразования и распределения электрической энер­гии. Подстанция включает в себя распределительные устройства (ОРУ-110кВ, ЗРУ-10 кВ), два трансформатора (ТМН-6300/110/10), устройства управления и другие вспомогательные устройства.

Таблица 4 – Электрические нагрузки потребителей подстанции «Октябрьская»

Отходящая линия	Мощность			Коэффициент мощности
	Активная, кВт	Реактивная, кВ∙Ар	Полная, кВ∙А
ВЛ-10 кВ № 6 Детсад	735,8	456	865,7	0,85
ВЛ-10 кВ № 8 Полетаево	2434	1473,8	2797,8	0,87
ВЛ-10 кВ № 10 Карьер	1407	759,5	1599	0,88
ВЛ-10 кВ № 5 Кременкуль	1080,7	645,8	1265,6	0,86
ВЛ-10 кВ № 13 Октябрьское	3080,2	1909	3623,8	0,85

Как видно из таблицы, коэффициент мощности на отдельных отходящих линиях недостаточно высокий, что требует разработки мероприятий по повышению коэффициента мощности.

2.2 Обоснование реконструкции подстанции 110/10 кВ «Октябрьская»

Трансформаторная подстанция «Октябрьская» введена в эксплуатацию в 1993 году. Электрическое оборудование подстанции не успело до конца выработать свой ресурс. Согласно инвестиционной программе развития региона было выдано техническое задание на разработку проекта «Реконструкция ПС «Октябрьская» – замена трансформаторов Т1, Т2 с 6,3 МВА на 16 МВА».

Основные технические показатели:

• Силовые трансформаторы 110/10 кВ: Т1 и Т2 типа ТМН-

6300/110 с регулированием напряжения под нагрузкой;

• ОРУ – 110 кВ по схеме «Мостик с выключателями в цепях

трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов 110-5АН». Установлены разъединители типа РНДЗ-2-110/1000. Установлены выключатели типа ВМТ-110Б-25/1250. Для защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений установлены разрядники типа РВС-110.

• РУ – 10 кВ с двумя секциями шин 10 кВ, с ячейками типа КРУН-10 типа

К – 59 и масляными выключателями типа ВКЭ – 10 – 20.

Объем работ:

1. Заменить трансформаторы Т1 и Т2 типа ТМН-6300/110 на трансфор­маторы типа ТДН-16000/110/10 с реконструкцией фундаментов, масло­приемников и маслосборника ПС.
2. Заменить три выключателя типа ВМТ-110Б на выключатели типа ВГТ-110.
3. Заменить линейные разъединители, разъединители неавтоматической перемычки, разъединители силовых трансформаторов и трансформаторов напряжения типа РНДЗ-2-110/1000 на разъединители типа РГП.2-110/1000. Заменить шинные разъединители типа РНДЗ-1б-110/1000 на разъединители типа РГП.1б-110/1000.
4. Заменить трансформаторы тока типа ТФЗМ-110Б на элегазовые трансформаторы тока типа ТРГ-110
5. Заменить разрядники типа РВС-110 на ограничители перенапряжения;
6. Заменить существующие опорные изоляторы типа ИОС-10-110 кВ на изоляторы типа ИОСПК-10-110 кВ.
7. Выполнить реконструкцию вводных ячеек 10 кВ I и II секции шин (с.ш.), ячеек 10 кВ I и II с.ш. секционного выключателя и секционного разъединителя 10 кВ с заменой существующих масляных выключателей типа ВКЭ-М-10 на вакуумные выключатели типа ВВЭ-М-10. В I с.ш. добавить одну ячейку К-59. Во II с.ш. добавить одну ячейку К-59.
8. Заменить на I и II с.ш. существующие разрядники 10 кВ на ограничители перенапряжения;
9. Определить проектом необходимость замены оборудования 10 кВ: трансформаторов собственных нужд ТСН1, ТСН2 типа ТМ – 160, трансформаторов

напряжения ТН1, ТН2 типа НКФ-110.

10. Установить цифровые измерительные счетчики типа ЕвроАльфа.

2.3 Обоснование выбора силовых трансформаторов 110/10 кВ

ТДН-16000/110/10 У1: Т – трехфазный трансформатор; Д – охлаждение с естественной циркуляцией масла; Н – регулирование напряжения под нагрузкой (РПН); 16000 – номинальная мощность трансфор­матора, кВА; 110 – класс напряжения обмотки высшего напряжения ВН, кВ; 10 – класс напряжения обмотки низшего напряжения НН; У1 – климатическое исполнение и категория размещения.

Силовые трансформаторы

Рисунок 1 – Габаритные характеристики трансформаторов

Технические характеристики и параметры трансформатора занесены в таблицы 5 и 6 соответственно.

Таблица 5 – Технические характеристики трансформатора ТДН – 16000/ 110/10-У1

Тип	Номиналь-ные напря-жения обмоток, кВ		Схема и группа соединения обмо-ток	Вид, диапазон и число ступеней регулирования напряжения	Вид охлаждения	Масса, т				Габариты – длина ×шири­на×высота, мм установочная и транспортная
	ВН	НН				полная	мас­ла	масла для доливки	транспортная
ТДН-16000/110-У1	115	11	УY/Д-11	РПН в нейтрали ВН ±16%, ±9 ступеней	Д	35,62	11,8	2,2	31	5385×3320×4250 5220×2050×2820

Таблица 6 – Параметры трансформатора ТДН 16000/110/10-У1

S ном МВА	Пределы регулирования	Каталожные данные						Расчетные данные
		U ном		U К %	êР к кВт	êР х кВт	Ix, %	R т О м	Х т О м	êS ст кВА
		ВН	НН
16	±9*1,78%	115	11	10,5	85	19	0,7	4,39	86,7	114

Расчет параметров ТДН 16000/110/10-У1:

; (1)

, (2)

где S _{Т. ном} – номинальная мощность трансформатора, ВА;

U _р % – составляющая потери напряжения в реактивных сопротивлениях, определяемая через U_к по выражению:

; (3)

; (4)

• (5)

Ом; %;

• Ом;
• кВАр;

• кВА; кВА.

Результаты расчетов занесены в таблицу 6.

2.4 Выбор и проверка оборудования на стороне 110 кВ

В ОРУ 110 кВ и применяются гибкие и жесткие шины.

Гибкие шины выполнены сталеалюминевыми проводами АС, обладающими малым удельным сопротивлением и хорошей механической прочностью.

Выбор гибких шин.

Определение экономически выгодного сечения гибкого токопровода (материал – алюминий):

, (6)

где j _эк – экономическая плотность тока (для Южного Урала j_эк =1,1 А/мм² );

I _раб – рабочий ток нормального режима

, (7)

I _расч – расчетное значение тока

(8)

Полученное сечение округляется до стандартного значения, при этом нужно учитывать, что по условиям короны минимальное сечение проводов на напряжение 110 кВ составляет 70 мм ² . Выбираем токопровод АС-70.

Условие выбора по продолжительному нагреву:

(9)

где I _{раб.утяж} . – максимальный рабочий ток токопровода.

, (10)

где I _т – максимальное допустимое значение тока для проводника по ПУЭ;

k ₁ – коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды;

k ₅ – коэффициент, учитывающий фактическое рабочее напряжение.

I _т =265 А, k₁ =1, k₅ =1,05,

А.

Таким образом, выбранный гибкий шинопровод АС-70 удовлетворяет не­обходимым условиям.

Выбор жестких шин.

Жесткая ошиновка позволяет создать более компактные и экономичные компоновки ОРУ. Жесткие шины по сравнению с гибкими имеют незначитель­ный прогиб, поэтому высота поддерживающих конструкций, расстояния между проводниками, а также между фазами и заземленными частями могут прини­маться минимальными по условиям изоляционных габаритов.

Выбор шин.

Определим экономически выгодное сечение жесткого токопровода (материал – алюминий):

Выбираем алюминиевые трубы АД31 с внутренним/наружным диаметром 13/16 мм. Сечение трубы

Условие выбора по продолжительному нагреву:

Таким образом, выбранный жесткий шинопровод АД31 удовлетворяет необходимым условиям.

2.4.1 Выбор опорных изоляторов

Опорные изоляторы выбираются в зависимости от напряжения. В ОРУ ПС «Октябрьская» шины крепятся на опорных изоляторах. В настоящее время широкое применение нашли полимерные опорные стержневые изоляторы (ИОС), которые обладают рядом преимуществ по равнению с фарфоровыми.

Для установок нормального типа на напряжение 110 кВ применяем опорные подвесные изоляторы ИОСПК-10-110/480-II УХЛ1 (И – изолятор; ОС – опорно-стержневой; П – полимерный; К – кремнийорганический; 10 – минимальная разрушающая сила, кН; 110 – номинальное напряжение, кВ; 480 – испытательное напряжение полного грозового импульса, кВ; УХЛ1 – климатическое исполнение).

Рисунок 2 – Изолятор опорный ИОСПК-10-110/480-II УХЛ1

2.4.2 Выбор выключателей 110 кВ

Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электри­ческих установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режи­мах. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания.

К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требо­вания:

• способность длительно выдерживать номинальный ток и наибольшее

рабочее напряжение;

• надёжное отключение токов любой величины от десятков ампер до

номинального тока отключения;

• быстрота действия, т.е. наименьшее время отключения;
• пригодность для автоматического повторного включения, т.е. быстрое

включение выключателя сразу же после отключения;

• возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей

110 кВ;

• удобство ревизии и осмотра контактов и механической части;
• взрыво- и пожаробезопасность;
• удобство транспортировки и обслуживания.

Выбираем элегазовый выключатель ВГТ-110, так как его стоимость ощутимо ниже вакуумного выключателя и не требуется большого числа циклов включения/ отключения выключателя, к тому же при срабатывании элегазового выключателя не происходит перенапряжений в сети в отличие от вакуумного выключателя.

Выключатели элегазовые ВГТ-110II*-40/2500 У1, ХЛ1 предназначены для выполнения коммутационных операций (включений и отключений), а также циклов автоматического повторного включения (АПВ) при заданных условиях в нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц с номинальным напряжением 110 кВ с заземленной нейтралью.

Проверим данные выключателя по следующим условиям:

а) по номинальному напряжению:

(11)

б) по номинальному току:

(12)

(13)

в) по номинальному току отключения:

(14)

(15)

г) по предельному сквозному току:

(16)

(17)

Так как характеристики выключателей ВГТ-110II*-40/2500 У1,ХЛ1 подходят по всем параметрам, то принимаем данные выключателя к исполнению.

2.4.3 Выбор разъединителей

Разъединитель – это коммутационный аппарат, предназначенный для от­ключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отклю­ченном положении изоляционный промежуток. При ремонтных работах разъе­динителем создается видимый разрыв между частями, оставшимися под напря­жением, и аппаратами, выведенными в ремонт.

Выбор разъединителей производится по напряжению, току, конструкции, роду установки, по электродинамической устойчивости, по термической устойчивости.

Разъединители не проверяют на коммутационную способность при коротких замыканиях, поскольку они не предназначены для работы в таком режиме.

Рисунок 3 — разъединитель типа РГП.2-110/1000 УХЛ1

2.5 Выбор трансформаторов

2.5.1 Выбор трансформаторов тока 110 кВ

Трансформатор тока (ТТ) предназначен для уменьшения первичного тока до величин, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Выбор ТТ при проектировании РУ заключается в выборе типа трансфор­матора, определении ожидаемой нагрузки и сопоставлении её с номинальной, проверке на электродинамическую и термическую стойкость. Класс точности намечают в соответствии с назначением трансформатора тока: класс точности 0,2, 0,5 – применяем для присоединения счётчиков для коммерческих измерений; класса 1 – для всех технических измерительных приборов; класса 3 и 10 – для релейной защиты. Методика выбора трансформаторов тока приведена в таблице 7.

Таблица 7 – Выбор и проверка трансформаторов тока

Трансформатор тока элегазовый ТРГ-110-II* УЭТМ
Условие выбора и проверки	Расчётные данные	Каталожные данные
	110 кВ	110 кВ
	117,6А	300 А
	B к =13,73 кА2 с
	I у =24,5 кА	60 кА

Рисунок 4 – Элегазовый трансформатор тока ТРГ-110

Элегазовый трансформатор тока ТРГ-110 рассчитан на работу при темпе­ратуре окружающего воздуха до минус 55 ^о С. Первичная обмотка состоит из че­тырех стержней, которые могут переключаться последовательно или параллельно. Вторичные обмотки в экране закреплены на несущей опоре, внутри которой проходят выводы, выходящие через уплотненный клеммник в нижней части аппарата. В верхней части расположен клапан, предохраняющий от чрезмерного давления. Трансформаторы имеют первичные токи от 300 до 2000 А. Вторичный ток 5 А. Трансформатор снабжен четырьмя вторичными обмотками, одна — измерительная класса точности 0,2 (при Sн=50 ВА) или 0,2S и три защитных класса точности 5Р или 10Р. Ток термической стойкости до 40 кА. Утечка элегаза не более 0,5 % в год. Переключение коэффициента трансформации осуществля­ется перестановкой перемычек, соединяющих стержни первичной обмотки. Поскольку в трансформаторе отсутствует твердая изоляция, в нем нет частичных разрядов. Межповерочный интервал 10 лет. Средний срок службы 40 лет.

Для проверки трансформаторов тока по вторичной загрузки, пользуясь каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам (таблица 8).

Таблица 8 – Нагрузка измерительных приборов по фазам

Прибор	Тип	Нагрузка, В·А
		Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э-365	0,1	0,1	0,1
Ваттметр	Д365	1,5	—	1,5
Варметр	Д365	2,5	—	2,5
Счётчик активной и реактивной энергии	Альфа А1800	3,6	3,6	3,6
РЗиА		5	5	5
Итого		10,3	8,7	10,3

Из таблицы видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Производим проверку по вторичной нагрузке трансформаторов тока ТРГ-110-II* УЭТМ

Общее сопротивление приборов:

, (18)

Номинальное сопротивление вторичной нагрузки трансформатора в классе точности 0,2:

Определим сопротивление соединительных проводов из алюминия сечением q=4 мм ² , длиной l =5 м:

(19)

где ρ = 0,0283 Ом/м·мм ² – удельное сопротивление алюминия;

l _расч – расчетная длина проводов, м;

q – сечение проводов, мм ² .

Выбираем соединительные провода из алюминия сечением 4 мм ² , длиной 5 м.

Полное сопротивление вторичной цепи:

Сравнивая паспортные и расчетные данные по вторичной нагрузки транс­форматоров токам получаем:

Следовательно, выбранный трансформатор тока проходит по всем пара­метрам. Трансформаторы тока будут работать в классе точности 0,2.

2.5.2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения 110 кВ

Измерительные трансформаторы напряжения (ТН) предназначены для преобразования напряжения до стандартного значения 100 или и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. В зависимости от назначения могут применяться трансформаторы напряжения с различными схемами соединения обмоток. Трансформаторы, предназначенные для присоединения счётчиков, должны отвечать классу точности 0,5. Для присоединения щитовых измерительных приборов используют трансформаторы классов 1,0 и 3,0; для релейной защиты – 0,5, 1,0 и 3,0.

Трансформаторы напряжения выбирают по напряжению

, (20)

по конструкции и схеме соединения обмоток, по классу точности, по вторичной нагрузке

, (21)

где – номинальная мощность в выбранном классе точности;

• нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к трансформатору напряжения, В·А;

(22)

Для ОРУ 110 кВ выбираем трансформаторы напряжения индуктивные заземляемые элегазовые типа ЗНГ-110. Трансформаторы соответствуют требова­ниям ГОСТ 1983-2001 и технических условий 1БП 759.001 ТУ.

Основные особенности и преимущества:

• трансформатор взрыво- и пожаробезопасен, так как в качестве главной

изоляции применен инертный негорючий газ, или смесь газов;

• каждый трансформатор оснащен эффективно действующим

взрывозащитным устройством (мембраной), исключающим взрыв трансформатора даже при коротком внутреннем замыкании;

• во всех уплотнительных соединениях применены сдвоенные уплотнения

из специального полимерного материала, который, в отличие от резины, нечувствителен к воздействию низких температур и практически не под­вержен старению. Алюминиевые газоплотные корпуса изготавливаются методом высококачественной сварки. Все это обеспечивает низкий уро­вень утечек изолирующего газа в год — не более 0,5% от общей массы;

• высокий класс точности вторичной обмотки для учета 0,2;
• отсутствие внутренней твердой изоляции исключает возникновение

частичных разрядов, позволяет не проводить периодические проверки и испытания изоляции в течение длительного времени;

• возможность пломбирования выводов вторичной обмотки для учета

элек­троэнергии, что позволяет предотвратить несанкционированный доступ к цепям учета;

• трансформатор практически необслуживаемый. Применение элегазовой

изоляции с низким уровнем утечек, а также надежных, с большим сроком службы комплектующих практически исключают объем регламентных работ и обеспечивают работу без обслуживания в течение 20 лет при среднем сроке службы 40 лет.

2.5.3 Выбор измерительных трансформаторов тока 10 кВ

В комплектных РУ применяются опорно-проходные (стрежневые) транс­форматоры тока – ТЛМ, ТЛК, шинные – ТШЛ. Расчет трансформатора тока на подстанции, по существу, сводится к проверке трансформатора тока, поставляемого комплектно с выбранной ячейкой. Трансформатор тока должен иметь высокий класс точности, не менее 0,5, что позволит подключать более точные измерительные приборы.

2.5.4 Выбор измерительных трансформаторов напряжения 10 кВ

Для КРУ 10 кВ выбираем трансформатор напряжения типа НАМИ-10-95 УХЛ2 – трехфазный антирезонансный масляный трансформатор напряжения, предназначен для установки в электрических сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц с изолированной нейтралью с целью передачи сигнала изме­рительной информации приборам измерения, устройствам автоматики, защиты, сигнализации и управления. Номинальное напряжение вторичной основной и дополнительной обмотки 100 В при классе точности 0,5. На подстанции две секции шин. Отходящих линий 11: шесть линий на I секции и пять — на II секции. Расчет ведется по наиболее нагруженной секции.

2.5.5 Выбор трансформаторов собственных нужд

Непрерывность процесса передачи и распределения электроэнергии потребителям на подстанции обеспечивается трансформаторами собственных нужд. В качестве источников энергии для них используются понижающие транс­форматоры 10/0,4.

Мощность потребителей собственных нужд ГПП равна 0,8% от суммар­ной мощности нагрузки, тогда мощность трансформаторов собственных нужд определяется по формуле:

, (23)

На подстанции «Октябрьская» установлены два трансформатора собственных нужд ТМ-160/10/0,4. То есть, исходя из расчетов, трансформаторы не испыты­вают перегрузок, следовательно, в замене не нуждаются.

2.6 Выбор ячеек комплектных распределительных устройств 10 кВ

При напряжении 10 кВ в настоящее время наибольшее распространение получили комплектные распределительные устройства (КРУ) с вакуумными выключателями.

Комплектная распределительная установка КРУН-10 кВ (наружной установки) комплектуется малогабаритными ячейками К-59. Данные ячейки отвечают современным требованиям эксплуатации, имеют выкатные тележки с вакуумными выключателями, безопасный доступ к любому элементу КРУ-10. Технические данные ячеек К-59 представлены в таблице 9.

Таблица 9 – Технические данные ячеек серии К-59

Номиналь­ное напря­жение, кВ	Номиналь­ный ток шкафа КРУ, А	Номинальный ток сбор­ных шин, А	Номинальный ток отключе­ния выключа­телей, кА	Номинальный ток электро­динамической стойкости, кА	Выключа­тель	Транс­форма­тор тока
6, 10	630, 1000, 1600	1000, 1600, 2000, 3150	20, 31,5	51, 81	ВК-10, ВКЭ-М-10, ВВЭ-М-10, ВВП-10	ТЛМ, ТЛК

При выборе аппаратов с низкой стороны следует сначала выписать но­менклатуру ячеек, предназначенных для установки в данном РУ в соответствии с заданием и принятой схемой электрических соединений. Количество этих ячеек также зависит от схемы подстанции. На каждой секции шин необходимо предусмотреть 1-2 резервные ячейки, а так же место для установки шкафа ККУ (комплектных компенсирующих устройств).

Затем для каждого типа ячеек следует выписать аппараты, поставляемые в комплекте с ней, шины, тип привода и сравнить их данные с расчетными. Кроме того необходим провести расчет шинного моста.

2.7 Выбор выключателей 10 кВ.

Выключатели РУ НН выбираются по тем же условиям, что и на стороне ВН. С расчетными данными необходимо сравнивать номинальные данные тех выключателей, которые поставляются в комплекте с выбранной ячейкой. При этом проверку необходимо проводить для трех типоразмеров выключателей: в ячейке ввода, секционной ячейке и в ячейке отходящих линий.

2.8 Выбор ограничителей перенапряжения

Для защиты подстанции от перенапряжений применяют разрядники и ограничители перенапряжения.

По сравнению с вентильными разрядниками ограничители перенапряже­ний обладают глубоким уровнем ограничения всех видов перенапряжений; отсутствием сопровождающего тока после затухания волны перенапряжения. Для КРУ 10 кВ выбираем ограничители ОПНп — 10/12/10/1-III УХЛ1, для ОРУ 110 кВ ОПНп-110/73/10/2-III УХЛ1, для защиты нейтрали трансформатора оставляем разрядник РВС-35.

2.9 Совершенствование систем учёта электроэнергии

Для автоматизации, контроля и учёта электроэнергии и мощности с учё­том сложившейся системы и необходимостью дальнейшего её развития на ПС 110 кВ «Октябрьская» рекомендуется замена счётчиков различной модификации на интеллектуальные счётчики серии Альфа и дополнительная установка для передачи информации мультиплексора-расширителя производства “ABB ВЭИ Метроника”.

Рисунок 5 – Счётчик ЕвроАльфа

Так как на подстанции невозможна передача мощности в систему, то на отходящих линиях 10 кВ устанавливаем счётчики ЕвроАльфа, позволяющие измерять активную энергию и максимальную мощность.. Счётчики устанавливаем на вводе 0,4 кВ от трансформаторов собст­венных нужд. Подключение всех счётчиков осуществляем через трансформа­торы тока.

Такие схемы подключения счётчиков позволяют использовать выбранные трансформаторы тока и напряжения не только для релейной защиты, но и для учёта электроэнергии как высоковольтных линий 110 кВ и 10 кВ, так и для учёта электроэнергии, идущей на собственные нужды подстанции. Эффективность в применении, удобство в обслуживании – лучшие реше­ния для информационных технологий и автоматизированных систем. ЕвроАльфа – многотарифный, микропроцессорный трёхфазный счётчик электроэнергии. Счётчик ЕвроАльфа отвечает всем требованиям Госстандарта. Поэтому существует полная уверенность его надёжной работы.

ВЫВОД ПО ГЛАВЕ 2

Выбранное силовое оборудование на стороне высокого 110 кВ и низкого напряжений 10 кВ проверено по номинальному напряжению и перенапряжениям, токовым нагрузкам и отключающей способности и может быть использовано при реконструкции подстанции 110/10 кВ «Октябрьская». Все оборудование, необходимое для реконструкции выбрано на основании сравнительного анализа с учетом стоимости, надежности работы и климатических условий. Выбранное оборудование проверено по условиям требований экологии и может быть использовано при установке и эксплуатации на подстанции. В данной главе обоснована система учета электроэнергии на базе микропроцессорного счетчика серии Альфа – ЕвроАльфа. Этот счетчик был специально доработан с учетом конфигурации двухтрансформаторной подстанции 110/10 кВ «Октябрьская». Были решены вопросы программирования и установки этих счетчиков.

На базе выбранного микропроцессорного счетчика разработана автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ), выбрано программное обеспечение и решены вопросы эксплуатации.

ГЛАВА 3 РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ОХРАНЕ ТРУДА И

ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

При проектировании электроустановок необходимо принимать меры по обеспечению безопасности. Эти меры имеют целью снижение вероятности негативного воздействия на человека электрического тока, электрической дуги, электромагнитного поля и статического электричества.

Задачей раздела безопасности труда является разработка организационных технических решений, которые создают безопасные условия труда на проектируемом объекте. Выполнение норм и правил по безопасности труда обеспечивает необходимую электро-, пожаро- и взрывобезопасность электроустановок. При реконструкции подстанции 110/10 кВ необходимо руководствоваться строительными нормами и правилами (СНиП).

3.1 Меры безопасности при проведении работ на подстанции

При проведении работ на оборудовании выкатной тележки, на оборудо­вании, установленном в отсеке КРУ, и на кабеле тележку полностью выкаты­вают, запирают автоматические шторки (или дверцы) и вывешивают на ячейке плакат «Не включать – работают люди!».

При проведении работ в самом отсеке на верхнюю шторку вывешивается плакат «Стой – напряжение!». На кабели, по которым возможна подача напря­жения, накладывается заземле­ние, а затем вывешивается плакат «Работать здесь».

Комплектация защитными средствами.

Электрические установки любого напряжения укомплектовываются соответствующими защитными средствами в количестве, обеспечивающем выполнение всех возможных в данной электроустановке операций, как в нормальном, так и в аварийном режимах. Комплект защитных средств бригады оперативно ремонтного персонала базы РЭС приведён в таблице 10.

Таблица 10 – Комплектация защитными средствами оперативно-ремонт­ного персонала

Средства защиты	В бригаде эксплуатационного обслуживания ПС,ВЛ,КЛ
Штанги изолирующие: — для наложения переносных заземлений — оперативные — измерительные	1 шт на 10кВ и 1 шт на 110кВ
	1 шт на 10кВ и 1 шт на 110кВ
	1 шт на 10кВ и 1 шт на 110кВ
Клещи изолирующие:	1 шт на 10кВ и 1 шт на 110кВ
Указатель напряжения	до 1000 В: 2 шт 1 шт на 10кВ и 1 шт на 110кВ
Устройства и приспособления для обеспечения безопасности работ при измерениях и испытаниях в электроустановках: указатели напряжения для Фазировки эл.измерительные клещи устройство для прокола кабеля	До и выше 1000 В: по местным условиям
Перчатки диэлектрические	не менее 2-х пар
Боты диэлектрические	1 пара
Коврики диэлектрические	по местным условиям
Накладки изолирующие	по местным условиям
Ручной изолир. инструмент	2 комплекта
Переносные заземления	по местным условиям, не менее 2-х шт
Плакаты и знаки безопасности	по местным условиям
Каски защитные	1 шт на каждого
Очки или щитки защитные	2 шт
Защитный щиток эл.сварщика	1 шт
Противогаз изолирующий	по местным условиям
Респиратор	по местным условиям
Пояс предохранительный	по местным условиям
Канат страховочный	по местным условиям
Костюм х/б	1 шт на каждого
Рукавицы	1 пара на каждого

При приеме на работу работники должны иметь соответствующую профессиональную подготовку либо пройти обучение в специ­ализированных центрах подготовки персонала; пройти медицинский осмотр; прослушать вводный инструктаж, первичный инструк­таж на рабочем месте. Стажер закрепляется за опытным работником. Стажировка проводится от 2 до 14 смен.

3.2 Заземляющее устройство подстанции «Октябрьская»

В пределах территории подстанции возможно замыкание на землю в любой точке. В месте перехода тока в землю возникают значительные потенциалы, опасные для людей, находящихся вблизи. Для устранения этой опасности на подстанции предусмотрены заземляющие устройства, назначение которых заключается в снижении потенциалов до приемлемых значений.

Рисунок 19 – Вертикальный стержневой заземлитель

На подстанции возле каждого молниеотвода устанавливается по три стер­жня, а у каждого ОПНа (ограничителя перенапряжения) – по одному стержню.

К заземляющим устройствам ОРУ присоединяются заземляющие тросы ЛЭП и все естественные заземлители подстанции.

3.3 Защита от атмосферных перенапряжений

Линия 110 кВ защищается от атмосферных перенапряжений тросовым молниеотводом по всей длине. Тросовый молниеотвод заземляется на каждой опоре. Также тросовый молниеотвод соединяется с заземляющим устройством подстанции. Подстанция защищается четырьмя отдельно стоящими молниеотводами.

3.4 Мероприятия по пожарной безопасности.

Пожаротушение подстанции обеспечивается первичными средствами: ручными порошковыми и углекислотными огнетушителями, ящиком с песком 0,5 м ³ и передвижными средствами ближайшего пожарного депо. На подстанции предусмотрен щит для хранения пожарного инвентаря и средств пожаро­тушения. Щит укомплектовывается инвентарем и средствами пожаротушения в соответствии с требованиями правил пожарной безопасности и местными инструкциями по пожарной безопасности. К техническим средствам пожаро­тушения на подстанции относятся огнетушители порошковые, в электроус­тановках тушение производится при помощи углекислотных огнетушителей. К простейшим средствам, применяемым для ликвидации огня относят песок и землю.

Поясняющие знаки и надписи, указывающие местоположение средств пожаротушения, размещаются на тропах обхода территории ОРУ.

Для предотвращения растекания масла при повреждениях маслонаполнен­ных силовых трансформаторов, проектом предусмотрена сеть маслоотводов со сбором масла в закрытый маслосборник ёмкостью 4 м³.

3.5 Мероприятия по экологической безопасности

Воздействия предприятий на природную среду носит комплексный характер, поскольку в технологических процессах современных производств находят применение физико-механические, физико-химические и химико-биологические процессы. Воздействия могут протекать в открытой и скрытой формах. Так, для открытых форм воздействий характерны выбросы (в атмосферу), сбросы (в гидросферу и литосферу) а для закрытых – поля электромагнитных и ионизирующих излучений.

При реконструкции подстанции 110/10 кВ «Октябрьская» предусмотрены следующие мероприятия по экологической безопасности:

• Совершенствование конструкций воздушных линий электропередач с

целью уменьшения площади, отчуждаемой под трассы линий, увеличения их пропускной способности и ограничения напряженности электрического поля под проводами линий;

• Рациональное использование трасс линий электропередач: рекультивация и

окультуривание земель, отведенных под трассу, с целью вовлечения их в сельскохозяйственный оборот;

• Обустройство и рациональное использование площади самой подстанции.

Территория должна быть спланирована для снижения вредного воздействия атмосферных осадков и талых вод, обнесена сетчатым забором, засеяна травами.

ВЫВОД ПО ГЛАВЕ 3

В данной главе дается общая характеристика проектируемого объекта – подстанции 110/10 кВ «Октябрьская», указано месторасположения объекта и дается анализ природно-климатических условий места расположения. В этом разделе разработаны организационно-технические решения, которые создают безопасные условия труда на проектируемом объекте. Решены вопросы безопасности и охраны труда на объекте. Для этого спроектированы заземляющее устройство и молниезащита подстанции, разработаны вопросы пожарной безопасности. Разработаны мероприятия по экологической безопасности.

ГЛАВА 4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕКОНСТРУКЦИИ ПОДСТАНЦИИ 110/10 кВ «ОКТЯБРЬСКАЯ»

Для реконструкции систем электроснабжения сельских районов необхо­димы значительные капитальные вложения, а также материальные и трудовые ресурсы. Поэтому необходимо оценить эффективность предполагаемых вложений на реконструкцию схемы электроснабжения от подстанции «Октябрьская».

Для определения балансовой стоимости реконструкции ПС со­ставляется смета капитальных затрат. Полученные результаты приведены в таблице 11.

Таблица 11 – Капитальные затраты на реконструкцию подстанции

Наименование основных элементов электропередачи	Единицы измерения	Количество	Кап. затраты, тыс. руб.
			На ед. продукции	Всего
Трансформаторы 110 кВ:
ТДН 16000/110/10	шт.	2	7500	15000
ЗНГ-110	шт.	2	330	660
ТРГ-110 (3 тр-ра в комплекте)	шт.	6	500	3000
Выключатели 110 кВ:
ВГТ-110II*-40/2500	шт.	3	1260	3780
Опорные изоляторы 110 кВ:
ИОСПК-10-110/480	шт.	12	7,5	90
Разъединители, заземлители:
РПГ.2-110/1000	шт.	8	200	1600
РПГ.1б-110/1000	шт.	2	160	320
ЗОН-110	шт.	2	30	60
Ограничители перенапряжения:
ОПНп-110/73/10/2	шт.	4	33,5	134
ОПНп-10/12/10/2-	шт.	4	2,2	8,8
Ячейки К-59	шт.	2	250	500
Выключатели 10 кВ:

ВВЭ-М-10-31,5/1600	шт.	12	125	1500
Трансформаторы 10 кВ:
ТЛК-10 1500/5	шт.	2	4,5	9
ТЛК-10 1000/5	шт.	1	4,5	4,5
ТЛК-10 150/5	шт.	11	4,5	49,5
НАМИ -10-95	шт.	2	50	100
Счетчик энергии Альфа А1800	шт	13	27	351
Прогр. комплекс Альфа-центр	—	—	—	39
Телемеханика, связь	—	—	—	4000
Замена маслобосборника	—	—	—	800
Итого:				32005,8

Годовые приведенные затраты представляют собой сумму нормативных отчислений от капитальных вложений К на реконструкцию и годовых издержек на эксплуатацию И, руб./год

(24)

где нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений, величина обратная сроку окупаемости Т _Н ().

В таблице 11 приведены данные о капитальных затратах на оборудование.

Без подробных расчетов можно определить, что после реконструкции для обслуживания вновь установленного оборудования в год будет затрачиваться 250,6 у.е. Для сравнения можно привести данные о затратах до реконструкции, это 762,8 у.е., то есть более чем в три раза уменьшились работы по обслуживанию.

Основной целью реконструкции, кроме увеличения мощности, является повышение надежности, то есть предотвращение возможного ущерба народному хозяйству. Определим возможный ежегодный ущерб от недоотпуска электроэнергии.

Для условий России при учете потребителей только второй и третьей категорий примерные значения удельного ущерба в среднем У _УД =170,5 руб/. Это значение рекомендовано научно-техническим советом Министерства энергетики РФ в качестве предельных затрат на предотвращение недоотпуска 1 электроэнергии при экономическом обосновании решений по обеспечению надежности сельских электрических сетей.

Таблица 12 – Показатели экономической эффективности реконструкции

Показатель	Проектный , вариант
Капитальные вложения, тыс.руб	32005,8
Годовые приведенные затраты на линию, тыс.руб./ год	6754,061
Годовые приведенные затраты на подстанцию, тыс.руб./ год	3390,034
Общие годовые приведенные затраты, тыс.руб./ год	10144,095
Объём недоотпуска электроэнергии,	118073,9
Годовой экономический эффект, тыс. руб.	9987,505
Срок окупаемости капитальных вложений, год	3,2

Как следует из приведенных расчетов, реконструкция подстанции 110/10 кВ «Октябрьская» экономически целесообразна и оправдана.

ВЫВОД ПО ГЛАВЕ 4

В данной главе обоснована экономическая целесообразность реконструкции подстанции 110/10 кВ «Октябрьская» путем значительного увеличения её мощности, замены старого оборудования на новое и внедрения современной системы учета электроэнергии. Проведенный бизнес-план показал правильность и обоснованность принятых инженерных и экономических решений.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В представленной работе производится реконструкция ПС 110/10 кВ «Октябрьская» Октябрьского района Челябинской области. Основанием проведения реконструкции явилось то, что необходимо значительное увеличение пропускной способности подстанции с 12,6 МВА до 32 МВА в связи с острым недостатком электроэнергии. К тому же в данном районе производится строи­тельство промышленных объектов, поэтому в ближайшем будущем нагрузка на подстанцию сильно возрастет. К 2025 г. предполагаемая нагрузка на подстанцию вырастет до расчетной пропускной способности подстанции.

В результате реконструкции планируется заменить силовые трансформаторы Т1 и Т2 типа ТМН-6300/110/10 на трансформаторы типа ТДН-16000/110/10. В ОРУ 110 кВ предусматривается замена масляных выключателей типа ВМТ-110Б на элега­зовые типа ВГТ-110. Предусмотрена также замена разъединителей, трансформаторов тока (масляных типа ТФЗМ-110Б на элегазовые типа ТРГ-110), трансформаторов напряжения, изоляторов. Существующие разрядники типа РВС-110 планируется заменить на ограничители перенапряжения.

Выбор силового оборудования проводился на основе расчетов токов (номинальных и короткого замыкания), напряжений и перенапряжений. Все оборудование, необходимое для реконструкции выбрано на основании сравнительного анализа с учетом стоимости, надежности работы и климатических условий, требований экологии. Коммутационное оборудование было проверено по отключающей способности. Для силовых трансформаторов разработана релейная защита, включающая все виды токовых защит и газовую защиту. В процессе прохождения практики были разработаны организационно-технические решения, которые создают безопасные условия труда на проектируемой подстанции, решены вопросы безопасности и охраны труда на этом объекте. Для повышения безопасности труда спроектированы заземляющие устройства и молниезащита подстанции, разработаны вопросы пожарной безопасности. Разработаны мероприятия по экологической безопасности и охране природы. Обоснована экономическая целесообразность реконструкции подстанции 110/10 кВ «Октябрьская» путем значительного увеличения её мощности, замены старого оборудования на новое и внедрения современной системы учета электроэнергии. Проведенный бизнес-план показал правильность и обоснованность принятых инженерных и экономических решений.

За время прохождения практики были изучены основы организации предприятия, структура энергетического хозяйства предприятия, права и обязанности руководителей (от директора до мастера); мероприятия по безопасному ведению работ в электроустановках, защитные средства и правила пользования ими;

• технические схемы производства и распределения тепловой и электрической энергии;
• назначение, принципы работы и конструкция основного энерго- и электротехнического оборудования;
• вопросы охраны труда на предприятии и правила техники безопасности на производстве;
• меры защиты окружающей среды от производственных отходов;
• основы производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии.

Кроме теоретических знаний, были получены следующие практические навыки:

• выполнение простых инженерных расчётов на компьютере конкретных

электротехнических задач;

• определение по маркировке типа эксплуатируемого или ремонтируемого

оборудования;

• освобождение пострадавшего от действия электрического тока и

оказание ему первой помощи;

• подбор справочных материалов для индивидуального задания;
• выполнение простых видов монтажа, наладки, обслуживания,

диагностики, ремонта, проведение испытаний оборудования после ремонта, обследование состояния электрооборудования;

• умение работать в трудовом коллективе. У вас нет доступа к скачиванию файлов с нашего сервера.