Реконструкция подстанция ТП 35/10 кВ

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 17 Октября 2014 в 23:49, дипломная работа

Краткое описание

Ослабление архитектурного надзора и надзора со стороны энергоснабжающей организации дало почву для самовольного расширения земельных участков владельцами индивидуальных построек. Наблюдается нарушение охранной зоны ВЛ. Создается опасность для населения (электроопасность и пожароопасность), а также затрудняется возможность произвести плановый или послеаварийный ремонт из-за трудности подхода ремонтной технике к опорам ВЛ. Насаждения под ВЛ способствуют схлесту или обрыву проводов при ветровых нагрузках.

Содержание

ВВЕДЕНИЕ
1 ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ
2 ОБОСНОВАНИЕ РЕКОНСТРУКЦИИ ЧАСТКА СЕТИ РЭС-1
3 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
4 РАСЧЕТ МЕСТОРАСПОЛОЖЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ
5 РАСЧЕТ МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРА, ВЫБОР ЧИСЛА И ТИПА ТРАНСФОРМАТОРОВ
6 РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
7 ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ НА ВН И НН
7.1 Выбор шин 35 кВ.
7.2 Выбор ограничителя перенапряжений на стороне 35 кВ
7.3 Выбор разъединителя
7.4 Выбор трансформатора тока на стороне 35 кВ
7.5 Выбор выключателя на стороне 35 кВ
7.7 Выбор ошиновки 10 кВ
7.8 Выбор изоляторов 10 кВ
7.9 Выбор предохранителей на стороне 10 кВ
7.9 Выбор разъединителей 10 кВ
7.10 Выбираем выключатель 10 кВ
7.11 Выбор трансформатора тока в цепи 10 кВ
7.12 Выбор трансформатора напряжения на шинах 10 кВ
7.13 Выбор ограничителя перенапряжений 10 кВ
8 МОНТАЖ ВАКУУМНОГО ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ
9 РАСЧЁТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
9.1 Защита от повреждений внутри кожуха и от понижений уровня масла
9.2 Защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора
9.3 Защита от токов внешних многофазных КЗ
9.4 Защита от токов внешних замыканий на землю на стороне ВН
9.5 Защита от токов перегрузки
10 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА
11 БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ
11.1 Анализ условий труда и характеристика объекта
11.2 Меры безопасности учтенные при проектировании п/ст.
11.3 Мероприятия по улучшению охраны труда
11.4 План дополнительных мероприятий
12 ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

Заключение
Библиография

Прикрепленные файлы: 1 файл

41.doc

— 1.28 Мб (Скачать документ)

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

                             
   

3 Материалы и оборудование на  стороне 10 кВ

                       
                             

9

 

Распредеительное устройство 10 кВ для

                       
   

двухтрансформаторной подстанции на

                       
   

заглубленном фундаменте с односторонней

                       
   

укладкой плит УБК

комп.

1

714587

       

714587

       

10

 

Ограничитель перенапряжения

                       
   

ОПН-КР/TEL-10/11,5

узел

2

11690

       

23380

       
                             
                             
   

4 Монтажные работы на стороне 10 кВ

                       
                             

11

 

Монтаж распредеительного устройства

                       
   

10 кВ для двухтрансформаторной 

                       
   

подстанции на заглубленном фундаменте с

                       
   

односторонней укладкой плит УБК

комп.

1

 

40646

11148

7432

2563

 

40646

11148

7432

2563

12

 

Монтаж ограничитель перенапряже-

                       
   

ния ОПН-КР/TEL-10/11,5

узел

2

 

1974

550

1030

356

 

3948

1099

2059

712

   

Демонтаж разрядников

комп.

2

 

987

275

515

178

 

1974

550

1030

356

                             
   

Итого оборудования и материал.

             

2581737

       
   

Итого монтажных работ

               

200324

43394

42891

14779

   

Начисления на зарплату

               

60097

13018

 

4434

   

Транспортные расходы

             

322717

       
   

Итого прямых затрат

             

2904454

260422

56412

42891

19213

   

Накладные расходы

                 

49079

 

16716

   

Всего прямых и накладных затрат

             

2904454

260422

105491

42891

35929

   

Плановые накопления

             

232356

20834

8439

3431

2874

   

Итого сметная стоимость

             

3136810

281255

113930

46322

38803

                             

 

10.3 Методика определения годовых  эксплуатационных затрат в сетях  электроснабжения

 

К годовым эксплуатационным издержкам относятся расходы, связанные с поддержанием электрических сетей в нормальном техническом состоянии, а также годовая стоимость износа и затраты на компенсацию потерь электрической энергии в элементах сети.

Годовые эксплуатационные отчисления определяются:

 

                              ,                                            (10.2)

где  ИАМ – амортизационные отчисления, тыс. руб/год;

       ИТ.Р.ОБС – затраты на текущий ремонт и обслуживание, тыс. руб/год;

       ИПОТ – затраты на компенсацию потерь электроэнергии, тыс. руб/год;

Величина амортизационных отчислений по элементам сети –  подстанциям определяется:

 

  ,                                                                                (10.3)  

где –  годовые амортизационные

                     отчисления по ТП, тыс. руб / год;

      – капиталовложения в ТП, тыс. руб;

      – норма амортизационных отчислений по подстанциям, %;

 

Издержки на обслуживание электрических сетей включают в себя стоимость израсходованного сырья и других материальных средств, заработную плату обслуживающего персонала, расходы на текущий ремонт и техническое обслуживание. Эти издержки определяются по элементам сети: 

 

                             ,                                            (10.4)  

 

где  –  норма на текущий ремонт и обслуживание  ТП, %;

Нормы амортизации и нормы на текущий ремонт и обслуживание элементов сети приведены в таблице10.1.

 

Таблица 10.1 – Нормы амортизации и нормы на текущий ремонт и обслуживание элементов электрических сетей[14]

 

 

Наименование элементов

 

Нормы амортизации

    , %

Нормы на текущий ремонт и обслуживание амортизации

, %

Силовое электротехническое оборудование и распределительные устройства подстанций напряжением 110, 35, 10 кВ

 

4,4

 

4,0


 

                             тыс. руб/год;

 

                             тыс. руб/год;                                        

 

Затраты на компенсацию потерь электроэнергии определяются:

 

                                          ,                        (10.5)

 

где  C – тариф на электрическую энергию, С = 1,04 руб/(кВт ·ч);

      ΔW – суммарные потери электроэнергии в трансформаторе подстанции 35/10 кВ «Колмаково», кВт ·ч;

 

Потери энергии в трансформаторе определяются:

ΔWтр= 8760×ΔPхх+ΔPкз×

×τ, кВт ч                         (10.6)

где ΔPхх, ΔPкз- потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора ТМ 4000/35 взяты из справочника Б.Н.Неклепаева ;

Sмаx- максимальная полная мощность, передаваемая через один трансформатор в течение года, кВА

Sн- номинальная мощность трансформатора, кВА

ΔWтр=8760×5,6+33,5× ×2500=123593 кВт ч

Ипот=1,04×123593=128,536 тыс.руб./ год

Годовые эксплуатационные издержки составляют:

                           тыс. руб.

На основе технических данных проектируемой подстанции и расчетов экономических показателей составляем итоговую таблицу технико – экономических показателей.

Таблица10.2 – Технико – экономические показатели проектируемой подстанции 35/10 кВ «Колмаково»

Наименование показателя

Значение

1

2

Количество и мощность трансформаторов,      шт*кВ·А

2х4000

Капиталовложения в подстанцию, тыс. руб:

3418,065

Годовые эксплуатационные расходы,

тыс. руб/год: в т.ч.

  • на амортизацию:
  • на техническое обслуживание и ремонт:
  • на компенсацию потерь электроэнергии:

415,65

 

150,39

136,72

128,536


 

10.4 Организованная  структура районных электрических  сетей (РЭС)

 

Управление техническим обслуживанием и ремонтом сетей 0,4-20 кВ сосредоточено в РЭС, которые считаются производственными подразделениями ПЭС. Совпадение границ РЭС с административными границами районов облегчает взаимодействие организаций с органами управления сельским хозяйством района. Для выполнения оперативного обслуживания и ремонтов в РЭС

создаются ремонтно-эксплуатационные участки и специализированные бригады.

 

Рисунок 2.1 – Варианты организации структур ЭТС

 

Организационные структуры РЭС устанавливаются ПЭС в зависимости от специализации персонала и местных условий. На рис. 6.4 приведены две организационные структуры РЭС. В первом случае оперативное и эксплуатационное обслуживание сетей 0,4-10 кВ и подстанций 35-110 кВ осуществляется персоналом участков РЭС. На участках предусмотрено выполнение капитальных ремонтов ВЛ 0,4-10 кВ. Во втором случае в РЭС централизованы оперативно-эксплуатационное обслуживание подстанций 35-110 кВ, капитальный ремонт сетей 0,4-10 кВ, а оперативное и эксплуатационное обслуживание этих сетей выполняется выездными бригадами. В РЭС сконцентрированы бригады по комплексному ремонту трансформаторных подстанций, профилактическим испытаниям оборудования, защитных средств. В рамках участков, как правило, проводятся эксплуатационные работы на ВЛ и ТП 0,4-20 кВ.

Техническое и организационное руководство районами в части ремонтов и эксплуатационных работ принимает на себя служба РЭС, признанная структурным производственным подразделением

ПЭС. Службе вменяется в обязанность проведение множества мероприятий:

- планирование совместно с РЭС  сроков капитальных ремонтов и эксплуатационных работ;

- анализ надежности работы сетей, разработка совместно с

РЭС противоаварийных мероприятий и контроль за их исполнением;

- составление и корректировка местных инструкций по ремонту и эксплуатации ВЛ 0,4-20 кВ и ТП;

- контроль за соблюдением правил  техники безопасности, расследование на месте причин несчастных случаев;

- составление сводных заявок  на инструмент, механизмы и

машины, материалы и оборудование, а также формирование их резервного запаса.

 

 

10.5 Планирование мероприятий  по техническому обслуживанию  и ремонту электрических сетей

 

В процессе эксплуатации элементы оборудования и ЛЭП изменяют свои свойства сообразно—времени работы, нагрузкам и среде, в которой востребовано упомянутое оборудование. При этом утрачиваются прочность, способность противостоять воздействующим нагрузкам, вследствие чего многократно возрастает опасность отказа. На время эксплуатации рекомендуется разработать перечень мероприятий по обеспечению работоспособности объектов, как-то:

- определение рациональных правил, объемов и сроков проведения предупредительных работ;

- выполнение расчетов расхода  и запасов материальных ресурсов (оборудования, запасных частей и материалов), востребуе-мых для проведения ремонтов, разработка способов снижения расходов и запаса ресурсов;

- выявление оптимальной численности  работников для технического обслуживания и ремонтов, рациональной организации управления действиями персонала.

Организация и последовательность проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту установлены комплексом положений и норм, зафиксированных в Правилах технической эксплуатации (ПТЭ). Упомянутый комплекс норм и положений формирует систему технического обслуживания, направленную на обеспечение предусмотренных технической документацией качества и надежности изделий. В ПТЭ система технического обслуживания электроустановок определена как система планово-предупредительного ремонта (ППР), имеющая целью предупреждение недопустимого снижения прочности и своевременную замену дефектных элементов. Система ППР предусматривает проведение плановых и внеплановых ремонтов и мер по обслуживанию элементов.

Система ППР предполагает, что элемент имеет один или более параметров §((-), которые прогнозируют отказ в момент достижения упомянутыми параметрами граничного значения §гр. Причем означенные параметры реально контролировать путем измерения, осмотра или иным способом. В качестве контролируемых параметров привлекаются внутренние характеристики элементов, как-то: износ, коррозия металла, загнивание древесины, величина раскрытия трещин в железобетоне, электрическое сопротивление контактов и изоляции и т.д., а также показатель наработки, возраст, измеряемые в годах, часах и др.

10.6 Организация оперативно-эксплуатационного  обслуживания электрических сетей

 

Под оперативным обслуживанием электросетей понимают проведение совокупности мер:

- ликвидацию перерывов электроснабжения  потребителей и других нарушений режима работы путем переключений в схеме сети;

- проведение доступных нетрудоемких  ремонтов; выполнение плановых переключений для подготовки рабочих мест по заявкам ремонтных или других подразделений ПЭС;

- осуществление в экстренных  случаях допуска к работе и  надзора за безопасным ведением работ.

Оперативное обслуживание подстанций 35 кВ и выше осуществляется круглосуточно дежурными сменами в составе двух или, при наличии стационарных заземляющих ножей, одного дежурного. На опорных подстанциях, где размещены диспетчерские пункты ПЭС, районов или групп подстанций, оперативное обслуживание осуществляется дислоцированным на них дежурным персоналом. С опорных подстанций осуществляется также контроль за состоянием подстанций без постоянного дежурного персонала. Опорных подстанций в электросети обычно 10-15% от общего их числа.

На подстанциях, расположенных в труднодоступных местах или на значительном расстоянии от диспетчерских пунктов, предусматривается дежурство работника на дому. Подстанции, расположенные в районах с цивилизованной сетью дорог и оборудованные аварийно-предупредительной телесигнализацией, обслуживаются выездными оперативными бригадами (ОВБ). В качестве базовой опорной подстанции выбирается подстанция, расположенная при РПБ, с теплым гаражом в центре обслуживаемой зоны. ОВБ оснащается автомашиной, радиостанцией, необходимыми инструментами и нормативно-справочной документацией по схемам подстанций и зонам работы радиостанции. Оперативное руководство ОВБ осуществляет диспетчер ПЭС или РЭС, а административное и техническое - начальник группы подстанций.

Оперативное обслуживание сетей 0,4~20 кВ в целом организуется так же, как и подстанций 35 кВ и выше. При организации оперативного обслуживания электросетей следует учитывать:

Информация о работе Реконструкция подстанция ТП 35/10 кВ