-
|
|
Q5
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
Q6
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
|
64
Рисунок 5.2 - Схема мостика
Определим вероятность совпадения
Определим ущерб
Определим стоимость потерь энергии в схеме
Кап.з.=4*3*106=12*106
Приведенные затраты определяем по формуле
где - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений,
который для расчетов в электроэнергетике принимается равным 0,12;
- стоимость потерь энергии в трансформаторах, тыс. тенге;
- ожидаемый системный ущерб от ненадежности элементов схемы, тыс. тенге.
Приведем сравнение затрат первого и второго вариантов
Принимаем схему мостика, так как она экономически выгодная.
Распределительное устройство нагрузки 500 кВ выполняется открытого типа (ОРУ - 500). На ОРУ 500 кВ установлены 6 выключателей типа ВГБ-500 (масляные). Ошиновка выполнена проводом АС 700/86. Ввод питания осуществляется со средней обмотки трансформатора подстанции. На ОРУ - 500 кВ применяется две системы шин секционированные выключателями.
Разработанная ОРУ - 500 приведена на листе 1 графической части а компоновка ОРУ - 500 приведена на листе 2 графической части.
Распределительное устройство нагрузки 220 кВ выполняется закрытого типа (ЗРУ - 6). На ОРУ 220 кВ установлены 7 выключателей типа ВГБ-220. Принята одинарная секционированная система шин. В нормальном режиме работы секционный выключатель разомкнут. В ОРУ расположены также ячейки с трансформаторами собственных нужд и трансформаторы напряжения.
План и схема заполнения ячеек ОРУ - 220 кВ приведены на листе 3 графической части.
6. Расчет экономической эффективности проектирования подстанции 500/220/10
Расчет годового отпуска электроэнергии
Годовой отпуск электроэнергии от подстанции в первую очередь зависит от технологических характеристик применяемого оборудования. Для расчетов годового отпуска мы используем исходные данные по параметрам трансформаторов подстанции, в соответствии с данными курсовой работой по дисциплине «Электрооборудование электростанцией»
Согласно исходным данным к курсовой работе, установленная мощность подстанции равна
(6.1),
Основной для расчета годового отпуска электроэнергии с подстанции является диспетчерский график электрической нагрузки. На практике он составляется на основании заявок крупных потребителей, а также по отчетным данным за предшествующие периоды.
Определим суточный отпуск электроэнергии на основании заданного диспетчерского графика нагрузки, приведенного в таблице 1.
Таблица 6.1 - Суточный диспетчерский график электрической нагрузки подстанции
|
Диспетчерский график электрической нагрузки для зимы,
|
|
Часы суток
|
0-7
|
7-12
|
12-20
|
20-24
|
|
Нагрузка подстанции, в долях от установленной мощности подстанции
|
0,7?Nуст
|
0,4?Nуст
|
1,0?Nуст
|
0,5?Nуст
|
|
Нагрузка подстанции, МВт
|
35
|
20
|
50
|
25
|
|
Диспетчерский график электрической нагрузки для лета,
|
|
Часы суток
|
0-7
|
7-12
|
12-20
|
20-24
|
|
Нагрузка подстанции, в долях от установленной мощности подстанции
|
0,85
|
0,9
|
0,9
|
0,85
|
|
Нагрузка подстанции, МВт
|
29,7
|
18
|
45
|
21,2
|
|
|
Используя данные таблицы 1, определим суточный отпуск электроэнергии в зимний и летний дни соответственно по формулам
(6.2),
(6.3),
Данные суточного отпуска электроэнергии используются для расчета коэффициента использования установленной мощности за сутки. Произведем расчет коэффициентов по следующим формулам
(6.4),
(6.5),
Определим годовой отпуск электроэнергии подстанции с учетом коэффициента использования установленной мощности по формуле
(6.6),
где Мзима - количество дней в октябре-марте, принимается 183 дня;
Млето - количество дней в апреле-сентябре, принимается 182 дня.
Годовой отпуск электроэнергии от подстанции составит 284,7 млн. кВт/час.
Определим число часов использования установленной мощности подстанции по формуле
(6.7),
где Nуст - установленная мощность станции, кВт.
Используя значения числа часов использования установленной мощности, определим годовой отпуск электроэнергии отдельными трансформаторами по формуле
(6.8),
.
На трансформаторных подстанциях значительная часть электроэнергии учитывается как потери при холостом ходе трансформатора ?Nх.х и нагрузочные потери ?Nк.з. Годовые потери электроэнергии в трансформаторах рассчитываются по следующей формуле
(6.9),
.
Общий годовой расход электроэнергии на собственные нужды подстанции определяется по формуле
(6.10),
где Кс.н. - коэффициент годового расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции.
Определение капитальных вложений на сооружение подстанции
Для создания новых основных фондов необходимы материальные, трудовые и денежные ресурсы. Совокупные затраты этих ресурсов на создание новых или расширение и реконструкцию действующих основных фондов называются капитальными вложениями.
Они расходуются на строительно-монтажные работы и приобретение технологического оборудования, транспортных средств, инвентаря и так далее.
Величина капиталовложений в энергетические установки и их структура зависят от многих факторов: типа оборудования и его мощности, числа и параметров устанавливаемых агрегатов, применяемых схем технологических связей, местных условий строительства и другое. С увеличением мощности установки снижается абсолютная и относительная величина удельных затрат на строительные работы, но возрастает доля затрат на оборудование и его монтаж.
В настоящей курсовой работе расчет стоимости сооружения подстанции (капитальные затраты) производится приближенно, по укрупненным показателям.
Составляется перечень оборудования, определяемый по заданию на курсовой проект по дисциплине «Электрооборудование электростанций». Расчет капитальных затрат может быть представлен в виде таблицы 2.
Таблица 6.2 - Перечень необходимого оборудования и затраты на его приобретение
|
Наименование оборудования
|
Количество
|
Цена за единицу
|
Первоначальная стоимость, тыс. тенге
|
|
|
|
усл. ед.
|
тыс. тенге
|
|
|
ТДТН-25000/220
|
2
|
165
|
59400
|
118800
|
|
Ячейки на ВН 220
|
2
|
130
|
46800
|
93600
|
|
Ячейки на СН 35
|
3
|
20
|
7200
|
21600
|
|
Ячейки на НН 6
|
4
|
70
|
25200
|
100800
|
|
ИТОГО:
|
-
|
-
|
-
|
334800
|
|
|
Определение цен на оборудование производится по нормативной стоимости, приведенной в справочниках [1], [2], с учетом переводного коэффициента в цены текущего года. Переводной коэффициент учитывает влияние инфляции и принимается равным k = 150.
Общий размер капитальных затрат на строительство подстанции включает также постоянную часть затрат по подстанциям, к которой относят стоимость здания общестанционного пункта управления, установки постоянного тока, компрессорной, оборудования собственных нужд, трансформаторного и масляного хозяйства, водоснабжения, теплоснабжения, дорого, освоения, планировки и озеленения площадки и тому подобное. Постоянная часть затрат и ее структура определяется в соответствии с таблицей, приведенной на стр. 343 [1], и вносится в таблицу 6.3.
Таблица 6.3 - Общие капитальные затраты на строительство подстанции
|
Наименование затрат
|
Цена за усл. ед.
|
Первоначальная стоимость, тыс. тенге
|
|
Электрооборудование
|
-
|
334800
|
|
Всего постоянная часть затрат
|
350
|
126000
|
|
Подготовка и благоустройство территории
|
50
|
18000
|
|
Общий подстанции пункт управления С.Н.
|
70
|
25200
|
|
Компрессорная
|
20
|
7200
|
|
Подъездные и внутри площадочные дороги
|
25
|
9000
|
|
Средства связи и телемеханики
|
110
|
39600
|
|
Внешние сети (водоснабжение, канализации)
|
25
|
9000
|
|
Прочие затраты
|
60
|
21600
|
|
ИТОГО:
|
-
|
590400
|
|
|
После определения общих капиталовложений в строительство ТП, рассчитаем удельные капиталовложения по проектируемой ТП
(6.11),
Удельные капиталовложения характеризуют относительную капиталоемкость проектируемой подстанции. В целом удельные капиталовложения с ростом мощности подстанций и устанавливаемых на них агрегатов снижаются, так как общие капиталовложения возрастаю в меньшей мере, чем мощность установки.
Расчет расходов на содержание оборудования и амортизации
Амортизация - это денежное возмещение износа основных производственных фондов путем включения части их стоимости в затраты на выпуск продукции, то есть амортизации есть денежное выражение физического и морального износа основных производственных фондов.
Амортизационные отчисления - это собственный источник финансирования обновления основных производственных фондов, величина которого зависит от двух факторов: стоимости имеющихся основных производственных фондов и норм амортизационных отчислений.
Амортизация основных средств начисляется с учетом числа часов использования установленной мощности станции.
Нормы амортизации определяем по формуле
(6.12),
.
Согласно производственным расчетом, размер капитальных вложений составит. Определим величину годовых амортизационных отчислений по формуле
(6.13),
.
Расходы по текущему ремонту основных средств включают основную и дополнительную заработную плату (с начислениями) ремонтного персонала, стоимость ремонтных материалов и используемых запасных частей, стоимость услуг сторонних организаций и вспомогательных производств.
Размер расходов рассчитывается приближенно по следующей формуле
(6.14),
.
где - коэффициент затрат на текущий ремонт в долях от амортизации; для подстанций с трансформаторами мощностью свыше 250 МВА - = 0,3 для остальных - = 0,4.
Расчет численности персонала и годового фонда зарплаты
Эффективное использование средств труда в общественном производстве зависит от состава и квалифицированного уровня кадров. Персонал энергопредприятия делится на промышленно-производственный и непромышленный общая численность персонала составляет штаты предприятия.
Персонал трансформаторной подстанции включает эксплуатационный и ремонтный персонал. Эксплуатационный персонал постоянно находится на подстанции и занимается оперативным и текущим обслуживанием. Ремонтный персонал обслуживает подстанцию только во время планово-предупредительных ремонтов, а также при аварийных ситуациях.
Численность эксплуатационного и ремонтного персонала определяется по нормативам численности работников электроэнергетических предприятий в зависимости от количества и сложности оборудования на подстанции.
Таблица - 6.4 Расчет ремонтосложности оборудования подстанции
|
Наименование
|
Кол-во усл. ед. на единицу измерения
|
|
|
220 кВ
|
|
1 Подстанция
|
210
|
|
2 Силовой трансформатор ТДТН - 25000/220
|
28
|
|
3 Воздушный выключатель
|
86
|
|
ИТОГО:
|
324
|
|
|
(6.15),
Численность персонала, приходящаяся на единицу производственной мощности предприятия, называется удельной численностью или штатным коэффициентом. Для подстанции штатный коэффициент рассчитывается как количество человек на 1 МВА установленной мощности.
После определения необходимой численности персонала рассчитывают штатный коэффициент по формуле
(6.16),
Заработная плата является основным источником дохода работников предприятия, поэтому в значительной мере обуславливает уровень их благосостояния.
При этом для предприятия заработная плата является расходами, которые относятся на себестоимость производимой продукции.
Оплата труда производится в повременной или сдельной форме. На энергетических предприятиях в основном используется повременная форма оплаты, что связано с особенностями технологического процесса. При этой форме оплаты труда мерой труда является отработанное время, а заработок начисляется в соответствии с окладом за фактически отработанное время.
Заработная плата эксплуатационному персоналу начисляется по повременно-премиальной системе, размер премии - 40% от оклада, оклад определяется по тарифной сетке с учетом разряда работника, отраслевой коэффициент - 1,3.
Таблица 6.5 - Расчет затрат на оплату труда
|
Наименование профессии и разряд
|
Чсрчел
|
Тарифный коэф-ент
|
Оклад
|
Премия
|
Осн-ная зарплата
|
Доп. зарплата
|
ФОТгодтыс. тг
|
|
Электромонтер 5 разряд
|
4
|
1,603
|
28584
|
11433
|
480204
|
43218
|
2093689
|
|
Электрослесарь 5 разряд
|
5
|
1,603
|
28584
|
11433
|
480204
|
43218
|
2617110
|
|
Итого:
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
4710799
|
|
|
Также должен быть рассчитан размер социального налога (11%), подлежащего уплате, в соответствии с законодательством Республики Казахстан.
(6.17),
Расчет годовых издержек производства и калькуляция себестоимости трансформации энергии
Себестоимость производства на подстанции - это выраженные в денежной форме затраты, прямо или косвенно связанные с трансформацией электроэнергии.
Для определения себестоимости трансформации энергии составим смету затрат на производство, в которую включим основные элементы затрат: зарплату с социальным налогом и отчислениями и другие. Расчет производится по статьям затрат. Перечень статей приведен в таблице 6.
Таблица 6.6 - Смета затрат на трансформацию электрической энергии
|
Наименование статей затрат
|
Обоснование
|
Сумма, тыс. тг
|
Доля, %
|
|
1 Расходы на оплату труда
|
Таблица 6.5
|
4710,799
|
6,9
|
|
2 Социальный налог с отчислениями
|
Расчет (6.17)
|
518,1878
|
0,75
|
|
3 Амортизационные отчисления
|
Расчет (6.12)
|
29520
|
43,2
|
|
4 Текущий ремонт и содержание оборудования
|
Расчет (6.13)
|
11808
|
17,3
|
|
5 Издержки на потери энергии в трансформаторах и на собственные нужды
|
Расчет (6.18)
|
9987,632
|
14,6
|
|
6 Прочие производственные расходы
|
Расчет (6.19)
|
11639,2
|
17
|
|
ИТОГО полная себестоимость
|
-
|
68183,8
|
99,7%
|
|
|
Издержки на потери энергии в трансформаторах и на собственные нужды рассчитываются на основании данные о величине потерь энергии и расхода энергии на собственные нужды, приведенном в подразделе 2.1, а также среднегодовой стоимости одного полезно отпущенного от энергоисточника кВт-часа (принимается 4 тенге)
(6.18),
На статью «Прочие расходы» относят расходы по управлению подстанциями, которые состоят из зарплаты административно-управленческого персонала, налогов, сборов, расходов по охране предприятия, расходов по содержанию офисных помещений, оплату услуг сторонних организаций; расходы по охране труда и технике безопасности; расходы по анализам и испытаниям оборудования, проводимыми сторонними организациями и так далее. Прочие расходы принимаем в размере 25% от суммы издержек на заработную плату, социальный налог, амортизацию и текущий ремонт оборудования по формуле
(6.19),
Результаты расчетов статей затрат оформляются в таблице 6, подсчитывается полная себестоимость годового объема производства и структура затрат.
После окончания расчетов полной себестоимости определить себестоимость трансформации единицы продукции.
Для ТП расчет производится по формуле
(6.20),
После определения себестоимости трансформации единицы электроэнергии в сумме, рассчитывается удельный вес каждого элемента затрат в себестоимости и величина каждого элемента, приходящаяся на 1 кВт-ч отпущенной потребителю электроэнергии. Все результаты расчетов представлены в таблице 6.7.
Таблица 6.7 - Структура себестоимости трансформации единицы электроэнергии
|
Элементы затрат
|
Стоимость эл/энергии
|
|
|
тг/кВт-ч
|
%
|
|
1 Расходы на оплату труда
|
0,016
|
6,9
|
|
2 Социальный налог с отчислениями
|
0,0018
|
0,75
|
|
3 Амортизационные отчисления
|
0,103
|
43,2
|
|
4 Текущий ремонт и содержание оборудования
|
0,041
|
17,3
|
|
5 Издержки на потери энергии в трансформаторах и на собственные нужды
|
0,035
|
14,6
|
|
6 Прочие производственные расходы
|
0,040
|
17
|
|
ИТОГО
|
0,12
|
99,7%
|
|
|
Основными затратами в структуре себестоимости затрат на трансформацию электроэнергии является амортизация отчисления (43%) и издержки на потери энергии в трансформаторах (14,6%).
Расчет экономической эффективности
Для оценки конечных результатов деятельности энергопредприятий большое значение имеют показатели экономической эффективности производства.
Поскольку подстанции, как правило, не являются самостоятельными энергопредприятиями, а находятся на балансе у предприятий - энергоисточников, либо на балансе распределительных энергокомпаний, то эффективность инвестиций вложений в подстанцию может быть рассчитана условно, на основании нормативной рентабельности продукции.
Годовую выручку от реализации энергии, отпускаемой от проектируемой подстанции, определяем как произведение полезно отпущенной энергии на средний тариф на электрическую энергию
(6.21),
где - годовая сумма выручки от трансформации электрической энергии;
- годовой отпуск электроэнергии от подстанции;
- средний тариф на электрическую энергию, принимается условно;
= 4 тг за 1 кВт/час.
При этом себестоимость электроэнергии складывается из себестоимости отпуска электроэнергии от энергоисточника (принимается условно тенге/кВт/час) и себестоимости трансформации электроэнергии, рассчитанной в предыдущем подразделе
(6.22),
Прибыль - форма денежных накоплений, экономическая категория, характеризующая финансовый результат хозяйственной деятельности.
Валовая прибыль за год без учета налогов определяется по формуле
(6.23),
Основными показателями экономической эффективности капиталовложений являются срок окупаемости капиталовложений, а также уровень рентабельности производства.
Для расчета срока окупаемости необходимо определить величину чистой прибыли предприятия. Из рассчитанной прибыли вычитается подлежащий уплате подоходный налог по ставке 20%
(6.24),
(6.25),
Затем определяется срок окупаемости по следующей формуле
(6.26),
где - чистая прибыль предприятия после выплаты налогов.
- общий размер капиталовложений в подстанцию.
Уровень рентабельности производства определяется по следующей формуле
(6.27),
где - средний размер оборотных средств, определяется по следующей формуле
(6.28),
где 14 - коэффициент оборачиваемости оборотных средств в год.
(6.27),
Рентабельность производства 6,09% и срок окупаемости 16,3 лет соответствует среднеотраслевым показателям, что свидетельствует об эффективности проектируемой подстанции.
Расчет технико-экономических показателей проекта
К технико-экономических показателям станции относится годовая выработка электроэнергии, годовой отпуск тепла от станции, себестоимость единицы продукции, прибыль, рентабельность, фондоотдача, фондоемкость и другие показатели. Сравнивая расчетные показатели с показаниями действующего производства, можно судить об экономической эффективности работы.
Основные технико-экономические показатели проектируемой электростанции приведены в таблице 6.8.
Таблица 6.8 - Технико-экономические показатели электростанции
|
№
п/п
|
Показатели
|
Обозначение
|
Формула расчета
|
Величина
|
|
1
|
Установленная мощность подстанции
|
|
Расчет
(6.1)
|
50000
|
|
2
|
Годовой объем трансформации электроэнергии по подстанции (валовая продукция), тыс. кВт/час
|
|
Расчет
(6.6)
|
284760000
|
|
3
|
Отпущенная электроэнергия в год от подстанции (товарная продукция), тыс. кВт/час
|
|
|
282263,092
|
|
4
|
Удельные капиталовложения на 1 кВт установленной мощности, тенге
|
|
Расчет
(6.11)
|
11,8
|
|
5
|
Штатный коэффициент, чел./МВт
|
|
Расчет (6.14)
|
0,17
|
|
6
|
Численность персонала, чел.
|
|
Расчет (6.15)
|
9
|
|
7
|
Себестоимость производства полная, тенге/год
|
|
Таблица 6.6
|
68183,8
|
|
8
|
Себестоимость трансформации 1 кВт/часа, тенге
|
|
Расчет (6.20)
|
0,24
|
|
9
|
Выработка в натуральных измерителях по валовой продукции, кВт/час/чел. в год
|
|
|
32731,03
|
|
10
|
Прибыль валовая, тыс. тенге/год
|
|
Расчет (6.23)
|
45162,16
|
|
11
|
Прибыль чистая, тыс. тенге/год
|
|
Расчет (6.24)
|
36129,7
|
|
12
|
Срок окупаемости, лет
|
|
Расчет (6.26)
|
16,3
|
|
13
|
Рентабельность производственных фондов
|
|
Расчет (6.27)
|
6,09
|
|
14
|
Фондоотдача
|
|
|
1,91
|
|
15
|
Фондоемкость
|
|
|
0,52
|
|
|
7. Охрана труда и техника безопасности
Виды и периодичность ремонта
Отечественные трансформаторы просты по конструкции и надежны в работе. Их удельная повреждаемость по сравнению с другими видами оборудования незначительна. Однако для устранения неполадок и предупреждения аварий трансформаторы периодически выводят в текущий и капитальный ремонты.
В объем текущего ремонта трансформатора входят наружный осмотр, чистка, устранение выявленных повреждений. При этом проверяется состояние уплотнений кранов, систем охлаждения, работа маслоуказателя, действие газовой защиты, действие автоматических устройств систем охлаждения и пожаротушения. Из отстойника расширителя спускаются влага и осадки, выпадающие из масла. Проверяется степень увлажненности силикагеля в воздухоочистителе, адсорбционных и термосифонных фильтрах. Сили-кагель заменяется, если в массе зерен индикаторного силикагеля лиловой окраски встречаются зерна розового цвета. Заменяется масло в масляном затворе воздухоосушителя; отбираются пробы масла из трансформатора и маслонапол-ненных вводов. Проверяется работа устройств регулирования напряжения. Осматривается система азотной защиты.
При текущем ремонте трансформаторов обычно измеряется сопротивление изоляции обмоток и определяется отношение /? бо» /#i5». Измерения выполняются при помощи ме-гаомметра на напряжение 2500 В.
Текущие ремонты главных трансформаторов станций и подстанций, основных и резервных трансформаторов собственных нужд выполняются не реже 1 раза в год, если указанные трансформаторы снабжены РПН, при отсутствии РПН - не реже 1 раза в 2 года.
При капитальном ремонте производятся вскрытие трансформатора, тщательная проверка и ремонт всех его узлов и испытания.
В условиях эксплуатации капитальный ремонт крупных трансформаторов производится на месте установки с применением инвентарных сборных конструкций, в трансформаторных башнях, сооружаемых вблизи распределительных устройств, на ремонтных площадках машинного зала электростанций, имеющих подъездные пути от мест установки трансформаторов. Трансформаторы небольшой мощности ремонтируют в мастерских электрических цехов электростанций.
Помещения для ремонта, а также временно сооружаемые укрытия должны надежно защищать трансформаторы от попадания пыли и атмосферных осадков. Выполнение такелажных работ требует от ремонтников особых знаний и навыков. Поэтому доставку трансформатора на ремонтную площадку, снятие вводов, подъем активной части и перемещение отдельных деталей и узлов поручают специалистам-такелажникам.
Капитальный ремонт главных трансформаторов электростанций и подстанций, основных трансформаторов собственных нужд электростанций проводят первый раз не позже чем через 8 лет после включения в эксплуатацию с учетом результатов профилактических испытаний, а в дальнейшем - по мере необходимости в зависимости от состояния
Выбор заземляющего устройства ОРУ 220 кВ
Все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением. Но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, должны надежно соединяться с землей. Такое заземление называется защитным, так как его целью является защита обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения.
Для выбора заземляющего устройства, необходимо определить РУ, где будет устанавливаться заземлительное устройство.
Площадь РУ 220 кВ рассчитываем исходя от количества ячеек и площади заменяемой оборудованием, следовательно мы имеем
3W+2Т+ОВ+ШСВ=7 ячеек
Для 220 кВ ширина ячейки 7 метров.
Определим площадь ячейки
Определим ток заземляющего устройства
Исходные данные для расчета:
- А=9396 м? - расстояние между вертикальными заземлителями;
- L=1062 м - длина вертикального заземления;
- в=21 м - ширина полосы;
- N=16 - количество вертикальных заземлений;
- ?=300 Ом·м - удельное сопротивление слоев;
- ?=100 Ом·м - удельное сопротивление слоев;
- Н=0,5 м;
- R=1000;
- I=10,5 А - ток, стекающий с заземлителя проектируемого заземляющего устройства при однофазном КЗ;
- М=0,66 - параметр, зависящий от ?/ ?.
N=16
Рисунок 7.1 - План заземляющего устройства
Рассчитываем длину полос
Длина секции
(7.1),
.
(7.2),
.
Определим общее сопротивление заземления
(7.3),
где - относительные удельные сопротивления;
- длина полосы, м;
- количество заземлений;
- площадь ячейки.
Определяем расстояние между вертикальными заземлителями
(7.4),
где - функция которая зависит от отношения ? ?;
- расстояние между вертикальными заземлителями.
Определяем коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека и сопротивлению растекания тока
(7.5),
.
Определяем выполнение условия безопасности прикосновения человека
(7.6),
(7.7),
Выбор сопротивления заземления делается по двум нормам:
- первая норма - для сетей с изолированной нейтралью R заземления должно быть не более 10 Ом, а U прикосновения не более 250 В, если это заземление выполняется выше 1000 В, если одновременно до 1000 В, тогда U прикосновения - 125 В, не более 4 Ом. Для сетей с эффективно заземленной нейтралью для них не должно быть не более 0,5 Ом;
- вторая норма - если U прикосновения для сетей с изолированной нейтралью не более 250 и 125 В, то не нормируется в сетях с большими токами на землю по второй норме потенциал на заземлители не должен превышать 10000 В, тогда не нормируется.
(7.8),
где - потенциал на заземлители.
Принимаем, заземлитель в соответствии со второй нормой
Выбор молнии защиты ОРУ
Для защиты оборудования от повреждения ударом молнии применяется грозозащита с помощью разрядников, искровых промежутков, стержневых и тросовых молниеотводов, которые присоединяются к заземлителям. Такое заземление называется грозозащитным.
Число ячеек ОРУ 220 кВ: 3W+2Т+ОВ+ШСВ=7 ячеек
Рисунок 8.1 - Расположение молниезащиты
Расстояние от одной ячейки к другой составляет:
, , ,
, , ,
, , ,
,
(7.9),
.
Высота молниезащиты
(7.10),
Определяем радиус защиты
(7.11),
(7.12),
(7.13),
Определим высоту первой и второй молниезащиты
(7.14),
,
.
Определим шаг ячейки
(7.15),
Определим высоту молниезащиты
(7.16),
Определим радиус
(7.17),
, (7.18),
8. Специальная часть проекта
Сушка трансформатора в собственном баке без вакуума
Перед сушкой удаляют масло из бака и вытирают его насухо. На выемной части трансформатора устанавливают термометры сопротивления или термопары для контроля температуры. Выемную часть опускают в бак и закрывают крышкой.
Бак трансформатора утепляют двумя слоями асбестовых листов толщиной 4-5 мм, закрепляемых шпагатом или лентой (применение проволоки не рекомендуется); утепление может производиться также листами стеклоткани. Кроме этого, для уменьшения потерь тепла рекомендуется поместить трансформаторы в утепленную камеру (рис. 1).
Поверх изоляции бака наматывают намагничивающую обмотку. При отсутствии утепления намагничивающую обмотку наматывают на деревянные рейки толщиной 3-5 см.
Если трансформатор снабжен съемными радиаторами, то их снимают. У трансформаторов с трубчатыми или ребристыми баками намагничивающую обмотку укладывают по боковой поверхности поверх труб или ребер, но можно укладывать ее через дно и крышку бака.
Чтобы получить более равномерное распределение температуры, намагничивающую обмотку наматывают на нижнюю часть бака, занимая 40-60% высоты бака; внизу бака витки располагают ближе друг к другу. Для намагничивающей обмотки используют провод с асбестовой изоляцией марки ПДА; возможно применение проводов и других марок (ПР, ПРТО), но в последнем случае нагрузку током уменьшают до 60-70% допустимой при нормальной прокладке.
Таблица 1 параметры трансформаторов
|
Мощность
транс-форма-тора, кВ-А
|
Периметр, м
|
Температура
окружающей среды, °С
|
Напряжение намагничивающей обмотки, В
|
|
|
|
|
65
|
120
|
220
|
|
|
|
|
Число витков
|
Ток, А
|
Число витков
|
Ток, А
|
Число витков
|
Ток, А
|
|
100
|
2.4
|
0 15 30
|
47/30 52/36 53/39
|
37/91 31/74 26/64
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
180
|
2,54
|
0 15 30
|
45/33 49/34 50/37
|
42/103
35/88
29/72
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
320
|
2,75
|
0 15 30
|
42/30 44/32 47/34
|
60/124 42/106 35/87
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
560
|
3,52
|
0 15 30
|
34/24 35/26 38/28
|
80/198 68/168 56/138
|
63/45 67/47 71/51
|
43/107
37/91
30/75
|
-
|
-
|
|
750
|
3,94
|
0 15 30
|
29/21 31/22 33/24
|
105/264 89/224 74/184
|
54/39 57/42 61/145
|
54/143 48/121 40/100
|
100/71 105/76 112/82
|
32/66 28/56 23/46
|
|
1000
|
4,04
|
0 15 30
|
29/21 30/22 32/24
|
124/315 107/265 88/129
|
53/38 56/41 60/44
|
67/170 58/144 48/119
|
98/70 103/75 110/81
|
37/79 31/66 29/55
|
|
|
Примечание. Величина в числителе дроби действительна, если кожух утеплен, величина в знаменателе - если утепление отсутствует.
Ниже приводится ориентировочный расчет намагничивающей обмотки для сушки трансформаторов мощностью более 1000 кВ-А. Мощность, необходимая для сушки (в киловаттах),
Таблица 2 Мощность, необходимая для сушки (в киловаттах),
|
АР
|
А
|
АР
|
А
|
АР
|
А
|
АР
|
А
|
|
0.1
|
4.21
|
1.0
|
1,85
|
1,9
|
1.47
|
2,8
|
1.27
|
|
0.2
|
3,20
|
1,1
|
1.78
|
2.0
|
1,44
|
2,9
|
1.26
|
|
0,3
|
2.76
|
1,2
|
1,72
|
2,1
|
1.42
|
3,0
|
1,24
|
|
0.4
|
2,48
|
1,3
|
1,68
|
2,2
|
1,39
|
3,25
|
1,20
|
|
0,5
|
2,30
|
1.4
|
1,63
|
2,3
|
1,37
|
3.50
|
1.18
|
|
0,6
|
2.17
|
1.5
|
1.60
|
2,4
|
1,35
|
3,75
|
1.15
|
|
0.7
|
2,06
|
1.6
|
1,55
|
2,5
|
1,32
|
4,0
|
1,12
|
|
0.8
|
1,97
|
1,7 ...........
|
Страницы: 1 | [2] | 3 |
|