Диплом: Анализ работы подстанции "Южная" с исследованием надежности электроснабжения - текст диплома. Скачать бесплатно.
Банк рефератов, курсовых и дипломных работ. Много и бесплатно. # | Правила оформления работ | Добавить в избранное
 
 
   
Меню Меню Меню Меню Меню
   
Napishem.com Napishem.com Napishem.com

Диплом

Анализ работы подстанции "Южная" с исследованием надежности электроснабжения

Банк рефератов / Технологии

Рубрики  Рубрики реферат банка

закрыть
Категория: Дипломная работа
Язык диплома: Русский
Дата добавления:   
 
Скачать
Архив Zip, 315 kb, скачать бесплатно
Заказать
Узнать стоимость написания уникальной дипломной работы

Узнайте стоимость написания уникальной работы

Анализ работы подстанции "Южная " с исследованием над ежности электроснабжения. РЕФЕРАТ Рассмотрены условия работы электрического оборудования подстанции , рассмотрены нагрузки и построена картограмма нагрузок потребителей подстанции ; произведен выбор типа и числа трансформаторов , рассмотрены токи короткого замыкания . Учитывая полученные значения , выбрано оборудование подстанции . Произведен анализ схемы , расчет надежности работы подстанции . Рассмотрены положения планирования технического обслуживания оборудования и технико-экономическая эффективность подстан ц ии . Освещены вопросы техники безопасности и охраны труда. Дипломный проект содержит 103 с , 39 табл ., 13 ил ., библ . 17 назв. ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ 5 1. ПРОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ «ЮЖНАЯ» 8 1.1. Влияние окружающей среды на работу подс танции 8 1.2. Проверка места положения подстанции 9 1.3. Проверка выбора числа и мощности трансформаторов 17 1.4. Анализ схемного решения подстанции "Южная " 23 1.5. Определение токов короткого замыкания 27 1.6. Выбор электрооборудования подстанции 31 2. ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ ПОДСТАНЦИИ 39 2.1. Надежность тупиковых подстанций 39 2.2. Расчет показателей надежности элементов схемы 40 2.3. Расчет надежности схемы электроснабжения 56 2.4. Учет резервирования 64 3. ЭКОНОМИКА И ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА 67 3.1. Общие положения 67 3.2. Организация и планирование технического обслуживания и ремонта оборудования подстанции 68 3.3. Экономическая эффективность электрической системы 78 4. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ 84 4.1. Безопасность производ ства 84 4.2. Устойчивость работы подстанции в чрезвычайных ситуациях 93 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 98 ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ 100 ПЕРЕЧЕНЬ ЧЕРТЕЖЕЙ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА 101 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 102 ВВЕДЕНИЕ Электрическая энерг ия является наиболее удобным и дешевым видом энергии . Широкое распространение электрической энергии обусловлено относительной легкостью ее получения , преобразования и возможностью ее передачи на большие расстояния . Огромную роль в системах электроснабжени я играют электрические подстанции – электроустановки , предназначенные для преобразования и распределения электроэнергии . Они являются важным звеном в системе электроснабжения . Поэтому рассмотрение работы электрических подстанций является важным этапом в п о дготовке грамотного специалиста. При проектировании подстанции стараются использовать типовые решения , схемы и элементы , что приводит к унификации оборудования подстанции и как следствие к удешевлению обслуживания и проектировочной стоимости . Но на практик е , при проектировании подстанции приходится учитывать особенности месторасположения и другие исходные условия. Развитие промышленности и сельского хозяйства неразрывно связанно с ростом энергопотребления . Строительство подстанции Южная в городе предусмотре но «Схемой развития электрических сетей центральной части города Липецка» . Подстанция предназначена для питания коммунально-бытовых и промышленных потребителей Центрального района города , в связи с интенсивным строительством в этих районах и необходимост ь ю ликвидации по условиям застройки существующих ВЛ 35 кВ Бугор - Городская и п /ст 35/6 кВ Городская . Подстанция "Южная " является типичной тупиковой подстанцией на отпайках . Таких подстанций очень много находится в эксплуатации на сегодняшний день. В связ и с тем , что существующие распределительные сети в городе Липецке эксплуатируются на напряжение 6 кВ , а для районов новой застройки должно вводится напряжение 10 кВ , на подстанции установлены трехобмоточных трансформаторов 110/10/6 кВ . Подстанция присоеди н яется к двухцепному ответвлению от линии 110 кВ Правобережная – Бугор и на стороне 110 кВ коммутируется по схеме «блок линия – трансформатор». С момента пуска подстанции «Южная» менялись требования к оборудованию , оно обновлялось , изменялись нагрузки потр ебителей подстанции . Проверочный анализ проводится для установления соответствия установленной мощности трансформаторов , мощностям потребителей получающих питание от подстанции , а также установленного оборудования требованиям современного этапа . Расчет вк л ючает в себя определение расчетных нагрузок , выбор мощностей и числа трансформаторов , расчет распределительных сетей , выбор электрических аппаратов и токоведущих частей распределительных устройств (РУ ) подстанции , выбор схемы . Проверяется также оптимально с ть эксплуатируемой схемы электроснабжения , оборудования подстанции . С этой целью выполняются расчеты мощности и токов короткого замыкания. В данной работе рассматривается надежность функционирования оборудования подстанции и , связанная с этим возможность б есперебойного обеспечения потребителей электроэнергией . Для оптимально решения системы электроснабжения производится технико-экономическое сравнение нескольких вариантов и выбирается наиболее экономически выгодный из них (сравниваются варианты примерно од инаковые по надежности ). Целью данной работы является комплексная проверка схемы электроснабжения и оборудования подстанции «Южная» требованиям современного этапа , и оценка надежности ее функционирования. 1. ПРОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТ ЭЛЕКТОСНАБЖЕНИЯ ПОДСТАН ЦИИ «ЮЖНАЯ» 1.1. Влияние окружающей среды на работу подстанции Конструктивное выполнение электрических сетей определяется условиями окружающей среды . Город Липецк по экологической массивности загрязнения различными химическими веществами входит в десят ку самых неблагополучных городов России . В области много крупных предприятий , имеющих источники выбросов в атмосферу , четвертая часть из них , в том числе мощные металлургические предприятия размещены в городе Липецке . На таких предприятиях широко развиты т акие производства как : сталеплавильное , коксохимическое , агломерационное , азотнотуковое . Практически во всех производствах применяются химические вещества . Несмотря на установку очистных фильтров , отработанные вещества в огромных количествах выбрасываются в атмосферу , а от туда с осадками попадают на ОРУ подстанции . Поэтому при выборе типа электрооборудования надо учитывать состав окружающего воздуха , то есть месторасположения подстанции относительно промышленного предприятия . Экологически неблагоприятная а тмосфера оказывает влияние на электрооборудование подстанций находящееся на открытом воздухе . Учитывая близость расположения НЛМК , изоляция принимается усиленной. Кроме вредных выбросов в атмосферу промышленных предприятий на работу подстанции влияет темп ература окружающей среды . Так как подстанция «Южная» располагается в умеренных широтах , то характерны изменение температуры окружающей среды в течение года . Зимой температура окружающей среды доходит до -30 0 С , а летом до +30 0 С . Такое колебание температуры не может не сказываться на оборудовании . Изменение температуры окружающей среды негативно сказывается на электрооборудовании . Так зимой при морозах необходима установка обогрева в шкафах приводов коммутационной аппаратуры . В масляных выключателях также не о бходимо поддерживать температуру масла в заданных пределах , для этого предусмотрено устройство для подогрева масла , это ведет к возрастанию стоимости оборудования , увеличению потребления энергии на собственные нужды. Необходимо учитывать климатические , атм осферные условия в месте расположения подстанции при проектировании и выборе оборудования для ОРУ . В данном районе расчетная температура воздуха составляет 26 0 С , температура самой холодной пятидневки -26 0 С , нормативный напор ветра 40 кгс /см 2 , район по г ололеду – 3, средняя высота снежного покрова 57 см , нормативная снеговая нагрузка 100 кгс /см 2 . 1.2. Проверка места положения подстанции При выборе схемы электроснабжения существенную помощь оказывает картограмма электрических нагрузок . Картограммой н азывают план , на котором изображена средняя интенсивность распределения нагрузок приемников электроэнергии . Для ее построения на плане указывают в соответствующем масштабе электрическая нагрузка в виде кругов , площадь которых прямо пропорциональна мощност и электрических приемников . В качестве центра круга выбирают центр электрической нагрузки (ЦЭН ) приемника , а радиус круга соответствует расчетной мощности приемника электрической энергии ; значение его находим из условия равенства расчетной мощности Р i площа ди круга [1] Р i = p r 2 ai m , где r а i – радиус круга , см ; m – масштаб картограммы , кВт /см 2 ; Тогда . (1.1) Проведем расчет по формуле (1.1) для ЦРП - одного из основных потребителей подстанции «Южная» Радиусы окружностей для построения картограммы реактивных нагрузок определяем аналогично . Выбранный для построения картограммы нагрузок масштаб m=100 кВт /см 2 . Предполагаемые электрические нагрузки приемников , а также соответствующие значения радиусов окружностей приведены в табл .1.1, картограмма нагрузок показана на рис .1.1. Для нахождения центра рассеяния ЦЭН и размещения подстанции необходимо найти условный центр электрических нагрузок . Подстанцию следует рас полагать как можно ближе к этому центру и по возможности в зоне рассеяния . Это позволяет снизить расход электрической энергии , уменьшить расход проводникового материала за счет сокращения протяженности кабельных линий и приближения высокого напряжения к ц е нтру потребления электрической энергии. Таблица 1.1 Исходные данные для построения картограммы нагрузок Наименование потребителя Нагрузка Коэффициент мощности Радиус окружности , мм для нагрузки Координаты, м Активная P i , кВт Реактивная Q i ,кВар Актив ной r ai Реактивной r pi Х i Y i 1.ЦРП 6629,4 3757,05 0,87 45,94 34,58 1575 2475 2.КТП РЭУ 194 48,62 0,97 7,86 3,93 1625 625 3.РП 19 663 410,89 0,85 14,53 11,44 2100 1050 4.РП -32 176 94,99 0,88 7,48 5,50 1775 125 5.РП -45 918 568,93 0,85 17,09 13,46 475 2025 6.РП -26 2476,8 1469,65 0,86 28,08 21,63 650 1050 7.РП Насосная 28,14 31,18 0,67 2,99 3,15 1450 800 8.ТЯГ № 13 167,04 94,67 0,87 7,29 5,49 2225 900 9.ТП -339 133,5 68,39 0,89 6,52 4,67 1400 600 10.ТП -349 42,5 26,34 0,85 3,68 2,90 1475 400 11.Подста нция «Станкозавод» 13430 8323,17 0,85 65,38 51,47 500 2075 Для определения условного центра электрических нагрузок воспользуемся методикой определения центра тяжести однородных , плоских фигур сложной формы . Учитывать третью координату z не имеет смысла , так как потребители электрической энергии размещены примерно на одном уровне . Перепад рельефа не более 10 ё 15 м. Координаты центра активных электрических нагрузок (1.2) где х i , y i – координаты i – го потребителя . Расчет координат центра активных нагрузок по формулам (1.2) проводим используя координаты расположения нагрузок , приведенны е в таблице 1.1. Получим следующие координаты х 0а =880 м ; y 0а = 2005 м. Координаты центра реактивных электрических нагрузок определяются аналогично (1.2) Все известные методы нахождения ЦЭН сводятся к тому , что центр электрических нагрузок определяется , как некоторая постоянная точка на плане . Исследования показали , что такое положение нельзя считать правильным и ЦЭН следует рассматривать как некоторый условный центр , так как определение его еще не решает до конца задачи выбора местоположения подстанции . Дело в том , что положение , найденное по тому или иному математическому методу условного центра электрических нагрузок не будет постоянным . Э т о объясняется изменением потребляемой приемниками мощности , развитием предприятия. В соответствии со сказанным выше ЦЭН описывает на плане фигуру сложной формы . Поэтому правильнее говорить не о ЦЭН как некоторой постоянной точке на плане , а о зоне рассеяни я ЦЭН . Зона рассеяния может определяться для статического состояния системы и с учетом динамики (развития ) системы электроснабжения. Для определения зоны рассеяния ЦЭН необходимо прежде всего найти закон распределения координат ЦЭН . Обычно предполагают , чт о распределение случайных координат ЦЭН следует нормальному закону распределения (закону Гаусса-Лапласа ), т.е . [2] где a x , а y – математические ожидания сл учайных координат ; s 2 х , s 2 y – дисперсии случайных координат. Математические ожидания случайных координат в нашем случае - это координаты ЦЭН а х =х 0 ; а y =y 0 . Если ввести обозначение (1.3) называемые мерами мощности случайных величин , закон распределения запишется в следующем виде Так как координаты х и y изменяются одновременно то от одномерной плоскости распределения вероятностей исследуемых величин можно перейти к двумерной функции распределен ия вероятностей случайных независимых координат . Зона рассеяния центра электрических нагрузок представляет собой эллипс , как сечение поверхности нормально го распределения , полуоси которого равны . (1.4) Форма эллипса зависит от соотношений где Р х i , Р yi – вероятности появления х i , y i : . С учетом этого выражения дисперсия случайных координат определяется следующим образом : Тогда по формуле (1.3) находим Используя формулу (1.4) находим полуоси эллипса зоны рассеяния Так как различие между осями эллипса не превышает 10% то можно принять h X =h Y =h * , тогда эллипс преобразуется в доверительный круг , радиус которого определяется из выражения где . Как показала практика проектирования и эксплуатации системы электросна бжения , расположение городской подстанции не всегда возможно в зоне рассеяния ЦЭН . В нашем случае подстанция «Южная» предназначена для питания в первую очередь городских потребителей электрической энергии и ее расположение существенным образом ограничивае т ся существующей городской застройкой. Смещение подстанции из зоны рассеяния ЦЭН приводит к ухудшению технико-экономических показателей системы электроснабжения и является не желательным . Поэтому необходимо оценить к чему приводит смещение. Найденный центр активной нагрузки построен на рис .1.1. Из рисунка видно , что реальное расположение подстанции «Южная» не является оптимальным и продиктовано существующей городской застройкой . Хотя сегодняшнее местоположение подстанции не самое наилучшее с точки зрения по т ерь электроэнергии , оно попадает в зону рассеяния центра электрических нагрузок. Таблица 1.2 Данные к построению зоны рассеяния Дисперсия случайных координат Среднеквадратичное отклонение Мера точности случайных величин Полуоси эллипса рассеяния Радиус окр ужности рассеяния s Х 2 s Y 2 s Х s Y h X h Y R X R y R 282439,3 241509,1 531 491 0,00133 0,00144 1302,3 1202,8 1250 1.3. Проверка выбора числа и мощности трансформаторов Трансформаторы относятся к основному оборудованию подстанции и правильный технически и экономически обоснованный выбор их типа , числа и мощности необходим для рационального электроснабжения потребителей электрической энер гией. Выбор трансформаторов заключается в определении их числа , типа и номинальной мощности . К основным параметрам трансформатора относятся номинальные мощность , напряжение , ток ; напряжение короткого замыкания ; ток холостого хода ; потери холостого хода и к ороткого замыкания. На подстанции "Южная " в настоящее время принято решение об установке двух трансформаторов одинаковой мощности по простой , надежной и экономичной схеме с отделителями и короткозамыкателями на стороне высшего напряжения без выключателей н а это напряжение . При этом простыми конструктивными решениями можно учесть возможное развитие с сохранением схемы и установкой трансформаторов большей мощности . Перед началом расчета требуется определить категорию электроприемников , получающих питание от подстанции . Подстанция «Южная» осуществляет электроснабжение приемников первой и второй категории , перебои в электроснабжении которых недопустимо . В связи с этим при выборе типа и числа трансформаторов необходимо учитывать надежность электроснабжения и во з можность резервирования . Надежность электроснабжения обеспечивается за счет установки на подстанции двух трансформаторов . Следует добиваться как экономически целесообразного режима работы , так и соответствующего резервирования питания приемников при откл ю чении одного из трансформаторов , причем нагрузка трансформатора в нормальных условиях не должна (по нагреву ) вызывать естественного сокращения срока его службы . Поэтому на подстанции "Южная " применена , схема двухтрансформаторной подстанции . Установлены дв а трансформатора с РПН типа ТДТН 40000/110. Этот трансформатор имеет регулирование напряжения в нейтрали 16% ( 9 ступеней ) обмотки ВН и дополнительное регулирование с ПБВ на стороне СН 2 2,5%. Такое решение отвечает требованиям по надежности электроснабжения . Для праверки правильности принятого решения проведем расчет основанный на технико-экономическом сравнении двух вариантов . В качест ве альтернативного варианта рассмотрим вариант , где вместо двух трансформаторов установлены четыре трансформатора меньшей мощности. При возникновении повреждений или выводе одного трансформатора в ремонт , оставшийся должен обеспечивать потребляемую потреби телями мощность . Покрытие может осуществляться не только за счет использования номинальной мощности трансформаторов , но и за счет их перегрузочной способности (в целях уменьшения установочной мощности трансформаторов ). При проектировании определение типа и мощности трансформаторов проводится на основе технико-экономических расчетов . Для оценки правильности принятого решения по установке двух трансформаторов типа ТДТН 40000/110 на подстанции "Южная " проведем сравнительный анализ двух вариантов . Максимальн ая полная расчетная мощность приемников , запитанных от выбираемых трансформаторов равна 34560 кВ А . Средняя расчетная полная мощность приемников равна 31154 кВ А . Среднегодовая температура в Липец ке равна 5 0 С . Так как подстанция «Южная» снабжает электроэнергией потребителей первой и второй категории и учитывая необходимость 100%-ного резервирования , номинальная мощность одного трансформатора из двух рассматриваемых равна кВ А Данная номинальная мощность соответствует сегодняшнему распределению мощностей , когда основной потребитель подстанц ии – Станкостроительный завод работает не на полную мощность . В действительности подстанция «Южная» рассчитана на передачу большей мощности . Выбор типа , мощности и числа трансформаторов проведем по сегодняшним расчетным данным . Сравним два варианта устано вки двух трансформаторов или четырех трансформатора . Из справочника [3] выбираем два трехфазных трансформатора типа ТДТН -40000/110 и четыре трехфазных трансформаторов ТДНТ – 25000/110. Паспортные данные представлены в табл . 1.3,1.4. Таблица 1.3 Паспортные данные первого варианта трансформатора Тип трансформатора U вн , кВ U сн , кВ U сн , кВ n, шт . D Р хх , кВт D Р кз , кВт I хх , % U кз , % Цена , р. ТДТН– 40000/110 115 11 6,6 2 50 230 0,9 10,5 117000 Т аблица 1.4 Паспортные данные второго варианта трансформатора Тип трансформатора U вн , кВ U сн , кВ U сн , кВ n, шт . D Р хх , кВт D Р кз , кВт I хх , % U кз , % Цена , р. ТДТН– 25000/110 242 110 6,6 4 36 145 1 10,5 91000 Мощность трансформаторов необходимо определять с учетом его перегрузочной способности . Систематическая перегрузочная способность можно характеризовать коэффициентом заполнения графика рис .1.2. Допустимая перегрузка трансформатора в часы максимума равна кВ А (3.3) кВ А (3.4) Тогда коэффициент загрузки определяется Определяем коэффициент допустимой перегрузки м л трансформатора зимой м л 1 = 1 – к з.т .1. = 1 – 0,43 = 0,57 м л 2 = 1 – к з.т .2. = 1 – 0,35 = 0,65 Перегрузка не должна превышать 15%, поэтому примем м л = 0,15. Суммарный коэффициент кратности допустимой перегрузки равен ; . Допустимая перегрузка на трансформаторы с учетом допустимой систематической перегрузки в номинальном режиме равна кВ А ; кВ А Из приведенного расчета можно сделать вывод о т ом , что оба варианта удовлетворяют поставленным условиям . Окончательный вывод по выбору типа трансформатора следует сделать после проведения экономического расчета , представленного в главе 5. Сравнивая полученные данные можно сделать вывод , что оба вариант а обеспечивают требуемой мощностью потребителей , оба варианта обеспечивают требуемую надежность в соответствии с категорией потребителей электрической энергии . Установка трансформаторов по второму варианту обеспечит большую мощность . Но в нашем случае это не является необходимым , так как подстанции работает с существенной недогрузкой . Установка четырех трансформаторов приведет к усложнению схемы , увеличится число коммутационных аппаратов , что приведет к увеличению капитальных вложений и эксплуатационных ра с ходов . Первый вариант является более рациональным по экономическим показателям . Расчет показал , обоснованность использования двух трансформатора ТДТН -40000/110, вместо четырех трансформаторов ТДТН– 25000/110. 1.4. Анализ схемного решения подстанции "Южн ая " Главная схема электрических соединений подстанции — это совокупность основного электрооборудования (трансформаторы , линии ), сборных шин , коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями. Выбор главной схемы я вляется определяющим при проектировании электрической части подстанции , так как он определяет полный состав элементов и связей между ними . Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальной схемы электрических соединений , схем собств е нных нужд , схем вторичных соединений , монтажных схем и так далее . Принципиальная схема подстанции 110/6/10 кВ «Южная» представлена на рис . 1.3. При выборе схемы электроустановок должны учитываться различные факторы : значение и роль подстанции для энергоси стемы ; положение подстанции в энергосистеме , схемы и напряжения прилегающих сетей ; категория потребителей по степени надежности электроснабжения ; перспектива расширения подстанции и прилегающего участка сети . Из всего комплекса условий , влияющих на выбор главной схемы подстанции , можно выделить основные требования : - надежность электроснабжения потребителей ; - приспособленность к проведению ремонтных работ ; Рис . 1.3. Принципиальная схема подстанции 110/10/6 кВ «Южная». - оперативная гибкость электрической схемы ; - экономическая целесообразность. Подстанция «Южная» получает питание по линии 110 кВ , присоединяется к двухцепному ответвлению от линии 110 кВ Правобережная – Бугор . На подстанции осуществляется понижение напря жения от 110 кВ до 10 и 6 кВ . Электроэнергия поступает на открытое распределительное устройство 110 кВ по двухцепной воздушной ЛЭП , затем трансформируется и распределяется между потребителями в закрытом распределительном устройстве 6,10 кВ . На подстанции « Южная» применена широко используемая сегодня для тупиковых подстанций упрощенная схема с отделителями и короткозамыкателями со стороны высшего напряжения . Отказ от установки выключателя (маслянного или воздушного ) дает экономию капитальных и эксплуатацион н ых затрат , сокращает сроки сооружения , сокращается численность персонала по ремонту и эксплуатации. Вместо выключателя на стороне высшего напряжения установлен короткозамыкактели и отделители , и отключение питающей лини происходит посредством срабатывания головного выключателя . В случае возникновения повреждения на трансформаторе или шинах подстанции устройства релейной защиты трансформатора дает сигнал короткозамыкателю . Он создает искусственное короткое замыкание в линии . Линия отключается линейной защи т ой . После этого в бестоковую паузу отключается отделитель поврежденного трансформатора и АПВ снова включает линию . Перемычка на стороне высшего напряжения увеличивает маневренность тупиковой подстанции. При эксплуатации упрощенных подстанций выявились сущ ественные недостатки в работе ОД и короткозамыкателя открытого исполнения . Время срабатывания этих аппаратов велико , что затрудняет автоматическое повторное включение (АПВ ) головного выключателя и вызывает развитие возникшего в трансформаторе повреждения. Кроме того , включение короткозамыкателя вызывает резкое снижение напряжения в электрической сети . Применение телеотключающего импульса позволяет избежать снижения напряжения , вызываемого включением короткозамыкателя . В настоящее время ОД и короткозамыкат е ли модернизируют , помещая контакты в закрытую оболочку заполненную элегазом . Подстанция «Южная» имеет две секции шин по 6 кВ и две секции шин по 10 кВ . Из ЗРУ по кабельным линиям 6 и 10 кВ электрическая энергия передается потребителям . Для распределения э нергии по кабельным линиям 6 и 10 кВ используется радиальная схема . Радиальная схема выбрана по ряду причин : потребители электроэнергии размещены в разных направлениях от подстанции ; радиальная схема более надежна по сравнению с магистральной схемой ; в да н ной схеме электрическая энергия передается прямо к приемникам , без ответвлений на пути для питания других потребителей. Каждый из двух трансформаторов питает свои секции шины 6 и 10 кВ с одним выключателем на цепь . Шины соединены секционным выключателем. Эта схема выбрана из-за того , что к шинам присоединено большое количество приемников , а также учитывается необходимость сто процентного резервирования . Обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений. В нормальном режиме работы секционный выключатель отключен и каждый трансформатор питает свою секцию шин . При выходе из строя одного из трансформаторов , он отключается , срабатывает секционный выключатель и питание всех потребителей производится через втор о й трансформатор . Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы . Однако эта схема имеет свои недостатки . Так повреждение шиносоединительного выключателя равноценно короткому замыканию на обеих системах шин , то есть приводит к отключению вс е х присоединений. 1.5. Определение токов короткого замыкания Коротким замыканием (КЗ ) называется нарушение нормальной работы электрической установки , вызванное замыканием фаз между собой , а в системах с изолированной нейтралью также замыкание фаз на земл ю . Такой режим является самым тяжелым для элементов системы . И именно по нему производят выбор и проверку электрооборудования подстанции . При коротких замыканиях токи в фазах увеличиваются , а напряжение снижается . Как правило , в месте К.З . возникает элект рическая дуга , которая вместе с сопротивлением пути тока образует переходное сопротивление . Непосредственное К.З . без переходного сопротивления в месте повреждения называется металлическим К.З . Пренебрежение переходным сопротивлением значительно упрощает р асчет и дает максимально возможное при одних и тех же исходных условиях значения тока К.З . для выбора аппаратуры необходим именно этот расчет . При расчете токов К.З . примем следующие допущения [4] : - не учитываются емкости , а следовательно и емкостные то ки в кабельной линии ; - трехфазная цепь считается симметричной , сопротивления фаз равными друг другу ; - отсутствует насыщение стали электрических машин - не учитываются токи намагничивания трансформаторов ; - не учитывается сдвиг по фазе э.д.с . различны х источников питания , входящих в расчетную схему ; - не учитывается влияние регулирования коэффициента трансформации силовых трансформаторов на величину напряжения короткого замыкания (U КЗ %) этих трансформаторов ; - не учитываются переходные сопротивлени я в месте короткого замыкания . Указанные допущения приводят к незначительному преувеличению токов короткого замыкания (погрешность не превышает 10%, что допустимо ) [2] . Расчетная схема подстанции приведена на рис . 1 .4. На расчетной схеме в однолинейном из ображении указываются источники питания (в данном случае энергосистема ) и элементы сети (линии электропередач , трансформаторы ), связывающие источники питания с точками К.З .; а так же параметры всех элементов , необходимых для расчета токов К.З . Схему замещ е ния подстанции «Южная» для расчета тока короткого замыкания рис .1.5 составляют по расчетной схеме . Для этого все элементы схемы заменяются соответствующими сопротивлениями В целях упрощения расчета для каждой электрической ступени в расчетной схеме вместо ее действительного напряжения на шинах указано среднее напряжение U ср , кВ. Наибольшие токи К.З . в нашей схеме могут возникнуть при отключенных секционных выключателях . Рассмотрим этот режим , определим токи К.З . в точках К -1, К -2, К -3 очевидно , что в точк ах К -4, К -5, К -6, токи будут такими же из-за симметричности схемы . Для расчета токов короткого замыкания в точках К -1, К -2, К -3 необходимо определить индуктивные сопротивления всех Рис .1.4. Расчетная схема подстанции «Южная» для определения токов корот кого замыкания. Рис .1.5. Схема замещения для расчета тока короткого замыкания элементов схемы . Определим сопротивления всех элементов схемы рис .1.4 и приведем их к базисному напряжению 115 кВ . Расчеты представлены в таблице 1.5. Точки , для которых проведем расчет токов короткого замыкания , указаны на расчетной схеме рис .1.5. Расчеты устойчивого , ударного токов короткого замыкания и мощности короткого замыкания в этих точках приведены в таблице 1.6. 1.6. Выбор электрооборудования подстанции Сначала произведем выбор токоведущих частей . Подстанция пол учает питание по воздушной двухцепной линии электропередач 110 кВ . При выборе сечения проводов необходимо учитывать ряд технических и экономических факторов : - нагрев от длительного выделения тепла рабочим током ; - нагрев от кратковременного выделения тепл а током короткого замыкания ; - падение напряжения в проводах воздушной линии от проходящего тока в нормальном и аварийном режимах ; - механическая прочность — устойчивость к механической нагрузке (собственный вес , гололед , ветер ); - коронирование — фактор , зависящий от величины применяемого напряжения , сечения провода и свойств окружающей среды. Расчет проводов для линий электропередач 110 кВ проведем по экономической плотности тока j эк [3.]. При расчете по экономической плотности тока сечение проводов выби рается по выражению . (1.5) Таблица 1.5 Расчет сопротивлен ий элементов схемы приведенное к 115 кВ № п /п Наименование величины Расчетная формула Числовое значение 1 Сопротивление линии электропередач 110 кВ при погонном сопротивлении линии Х ЛП = 0,4 Ом /км Х 1 ,Ом Х ЛП l 0 ,4 11,5=4,6 2 Сопротивление трансформатора в % U КВ % U КС % U КН % 0,5 Ч (И К В-С + И К В-Н – И К С-Н ) 0,5 Ч (И К В-С + И К С-Н – И К В-Н ) 0,5 Ч (И К В-Н + И К С-Н – И К В-С ) 0,5 Ч (10,5 + 17,5 – 6,5)=10,75 0,5 Ч (10,5 + 6,6 – 17,5) = -0,25 0,5 Ч (17,5 + 6,5 – 10,5) = 6,75 Сопротивление трансформатора , Ом 3 Х 2В Х 3С - 0 Х 4Н Таблица 1.6 Расчет токов короткого замыкания Точка КЗ Сопротивление , результирующее , приведен- н ое к U Б =115 кВ , Ом Периодическая составляющая тока КЗ , I 11 = I кА на стороне Ударный ток КЗ , кА Мощность КЗ , МВ А 110 кВ 10 кВ 6 кВ К 1 4,6 - - 36,73 2874,25 К 3 4,6+35,5+22,3=62,4 - 47,02 211,14 К 2 4,6+35,5=40,1 - - 44,17 330,56 Тогда , по (1.5) для линии электропередач 110 кВ при р асчетном токе I =181 А сечение равно мм 2 , где j эк = 1,0 А /мм 2 . По полученным значениям выбираем марку провода . Для двухцепной линии н апряжением 110 кВ — АС – 185/29. Для окончательного обоснования выбора данной марки провода необходимо проверить по допустимой потери напряжения. , (1.6) где - активная мощность , кВт ; - реактивная мощность , кВар ; - активное сопротивление линии , Ом /км ; - индуктивное сопротивление линии , Ом / км ; U – напряжение сети , кВ. Используя формулу (1.6) определяем потерю напряжения для линии В Определим допустимую потерю напряжения в линии . Допускается потеря напряжения в линии не более 7% , В. Как видно из расчета расчетное значение потерь напряжения в линии на много меньше допустимых потерь напряжения , это объясняется малой длиной линии , следовательно , данный провод подходит. Надежная работа подстанции «Южная» может быт ь обеспечена только тогда , когда каждый выбранный аппарат соответствует как условиям номинального режима работы , так и условиям работы при коротких замыканиях . Поэтому электрооборудование сначала выбирают по номинальным параметрам , а затем осуществляют пр о верку на действие токов короткого замыкания . Проведем выбор ОРУ . В соответствии со схемой подстанции необходимо выбрать разъединители , отделители , короткозамыкатели и разрядники. На подстанции применяются разъединители РНДЗ -110 /1000 . Они относятся к р азъединителям горизонтально-поворотного типа . В этих разъединителях главный нож состоит из двух частей , которые перемещаются в горизонтальной плоскости при повороте колонок изоляторов , на которых закреплены . В горизонтально-поворотных разъединителях при о т ключении нож как бы «ломается» на две части , поэтому облегчается работа привода в случае обледенения контактов . Выбор разъединителей и отделителей производится по напряжению установки , по току , по электродинамической стойкости и по термической стойкости . На подстанции «Южная» применена схема с короткозамыкателями и отделителями на стороне высшего напряжения . Произведем выбор данного оборудования . Короткозамыкатели выбираем по номинальному напряжению , току К.З ., по электродинамической стойкости и по термич е ской стойкости . Параметры выбора разъединителей , отделителей и короткозамыкателей на напряжение 11 0 кВ сведены в табл .1.7. Таблица 1.7 Параметры выбора разъединителей, отделителей и короткозамыкателей Тип электрооборудования Расчетный параметр элект рической цепи Каталожные данные оборудования Условие выбора РЛНД – 1 – 110У – 1000 U ном . с , кВ 110 U ном , кВ 110 U ном . с Ј U ном I ном , с , А 181 I ном , А 1000 I ном , с Ј I ном I п , с , кА 12 I п , кА 31,5 I п , с Ј I п I у , с , кА 37 I у , с , кА 80 I у , с Ј I у B к , кА Ч с 9 I тер , кА 31,5/4 В к Ј I 2 тер Ч t тер ОД – 110 – 630 U ном , с , кВ 110 U ном , кВ 110 U ном , с Ј U ном I ном , с , А 181 I ном , А 630 I ном , с Ј I ном I у , с , кА 37 I у , с , кА 80 I у , с Ј I у В к , кА Ч с 11 I тер , кА 31,5/3 В к Ј I 2 тер Ч t тер КЗ– 110 U ном , с , кВ 110 U ном , кВ 110 U ном , с Ј U ном I у , с , кА 37 I у , с , кА 51 I у , с Ј I у В к , кА Ч с 11 I тер , кА 12,5/3 В к Ј I 2 тер Ч t тер Установленные на подстанции разъедините ли , отделители и короткозамыкатели полностью удовлетворяют условиям выбора , поэтому их выбор следует признать верным. На подстанции приняты следующие средства защиты трансформатора от перенапряжений : со стороны 110 кВ установлен вентильный разрядник РВС -1 10; со стороны 6 кВ - РВП -6; со стороны 10 кВ - РВП -10. При выборе разрядников необходимо учитывать следующие электрические параметры : - номинальное напряжение указывает , в какой сети может применяться данный разрядник . Если о н будет установлен в сеть с меньшим ном и нальным напряжением, чем указано на его паспорте , защ и та будет неэффективна , а есл и с большим на пряжением , то разрядник при срабатывани и разрушится ; - импульсное пробивное напряжение . При выборе разрядника его вольт-секундная характеристика должна лежать ниже вольт-секундной характеристики защищаемой изоляции не менее че м на 25%. Если вольт-секундная характеристика разрядника будет располагаться выше вольт-секундной характеристики защищаемой изоляции , то разрядник не защитит изоляцию от перенапряжении ; - остающееся напряжение U ОСТ , представляющее собой падение напряжени я на сопротивлении резистора при определенном импульсном токе . Остающееся напряжение и близкое к нему по значению пробивное напряжение должны быть на 20-25% ниже пробивного напряжения защищаемой изоляции ; - предел обрываемых токов , определяющийся максимал ьно и минимально допустимым значением тока короткого замыкания при котором уже возможно гашение дуги , но еще не происходит разрушения разрядника. На подстанции «Южная» все выключатели установленны внутренней установки . Закрытое распределительное устройст во 6,10 кВ в исполнении с шкафами КРУ . Все выключатели являются маломасляными типа ВМПЭ -10 на выкатных тележках . Проверим правильность выбранных вводных выключателей для присоединения низшей и средней обмоток трансформатора соответственно к шинам 6 и 10 к В , а так же секционных выключателей . Выключатель является основным аппаратом на подстанции . Наиболее тяжелой операцией для выключателя является отключение трехфазного короткого замыкания и включение на существующие короткое замыкание . К выключателям предъя вляются следующие требования [5] : - надежное отключение любых токов ; - быстрота действия , то есть наименьшее время отключения ; - пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения ; - возможность пофазного (пополюсного ) управления ; - лег кость ревизии и осмотра контактов ; - взрыво - и пожаробезопасность ; - удобство транспортировки и эксплуатации. Выключатели высокого напряжения выбираются по номинальному напряжению , току , номинальному току отключения , по ударному току , по термической у стойчивости . Параметры выбора выключателей приведены в табл. 1 .8. Таблица 1.8 Параметры выбора выключателей Тип электрооборудования Расчетный параметр электрической цепи Каталожные данные оборудования Условие выбора ВМПЭ -10 -3150 (ввод 6 кВ ) U ном , с , кВ 6 U ном , кВ 10 U ном , с Ј U ном I ном , с , А 800 I ном , А 3150 I ном , с Ј I ном I кз , кА 18,47 I отк , кА 31,5 I кз Ј I отк S кз , МВ Ч А 211,14 S отк ,МВ Ч А 350 S кз Ј S отк I у , С , кА 47,02 I у , кА 64 I у , С Ј I у ВМПЭ -10 - 3150 (ввод 10 кВ ) U ном , с , кВ 10 U ном , кВ 10 U ном , с Ј U ном I ном , с , А 800 I ном , А 3150 I ном , с Ј I ном I кз , кА 17,35 I отк , кА 31,5 I кз Ј I отк S кз , МВ Ч А 330,56 S отк ,МВ Ч А 350 S кз Ј S отк I у , С , кА 44,17 I у , кА 80 I у , С Ј I у Проведенный расчет показывает , что данный тип выключателей подходит для эксплуатации на подстанции «Ю жная» . В третьей главе приведена экономическая оценка варианта установки вакуумных выключателей взамен маломасляных. 2. ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ ПОДСТАНЦИИ 2.1. Надежность работы тупиковых подстанций Сегодня методы анализа надежности используются уже во многи х отраслях техники . Однако проблема надежности в ее количественной постановке при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения необыкновенно сложна . Так для рассмотрения вопросов надежности , при эксплуатации систем электроснабжения необходимо уче с ть как современные достижения современной теории надежности , так и специфику функционирования систем силового типа , подверженных в значительной степени влиянию неблагоприятных воздействий внешней среды и непосредственно связанных с электрической системой. Большинство сооружаемых в последнее время тупиковых подстанций имеют со стороны высокого напряжения упрощенную схему с отделителем и короткозамыкателем . На подстанции "Южная " применена схема блок трансформатор-линия Защита трансформатора действует на выкл ючатель 6-10 кВ и на короткозамыкатель . Последний создает искусственное короткое замыкание замыкание (при напряжении 110 кВ – однофазное ) в линии . Линия отключается линейной защитой . После этого в бестоковую паузу отключается отделитель поврежденного тран с форматора и АПВ снова включает линию . Эксплуатационная надежность схемы из-за отсутствия выключателей очень высока [6]. Кроме того отказ от установки выключателя (масляного или воздушного ) дает экономию капитальных и эксплуатационных затрат , сокращает срок и сооружения . Так , например , стоимость ячейки силового трансформатора ОРУ -110 кВ с ОД более чем в три раза меньше стоимости такой же ячейки с воздушным выключателем ВВН -110. В соответствии с необходимая численность монтеров по ремонту и эксплуатационному обслуживанию 10 ячеек с ОД составляет 0,16 чел ., а 10 ячеек с ВВН -110 - 1,38 чел [7] . 2.2. Расчет показателей надежности элементов схемы 2.2.1. Модель отказов и восстановления силового трансформатора. Рассмотрим трансформатор как элемент , условно со стоящий из двух последовательно соединенных элементов , в одном из которых могут появляться внезапные отказы , а в другом – постепенные [8] . Внезапные отказы появляются вследствие резкого , внезапного изменения основных параметров под воздействием одного ил и нескольких случайных факторов внешней среды либо вследствие ошибок обслуживающего персонала . При постепенных отказах наблюдается плавное , постепенное изменение параметра элементов в результате износа отдельных частей или всего элемента в целом . Вероятно сть безотказной работы представим произведением вероятностей Р тр (t)=Р в (t)*Р и (t), (2.1) где Р в (t) и Р и (t) — соответственно вероятности безотказной работы условных элементов , соответствующих внезапному и постепенному отказу в следствии износа. В те ории надежности в качестве основного распределения времени безотказной работы при внезапных отказах принимается показательное распределение . (2.2) Постепенные отказы трансформатора происходит в основном по причине износа изоляции . Износ можно описать законом распределения Вейбулла-Гнеденко , (2.3) где t 0 — порог чувствительности , то есть элемент гарантировано не откажет , в интервале времени от 0 до t 0 может быть равно нулю . Тогда окончательно имеем P тр (t) = e - t e -ct . (2.4) Причинами внезапных отказов трансформатора являются повреждения вводов трансформатора в следствие перекрытия контактных соединений , утечка масла . Причинами постепенных отказов в свою очередь будут нарушения изоляции обмоток вследствие возникновения внешних и внутренних перенапряжений , сквозных токов коротких замыканий и дефектов изготовлен и я . На основании принятых критериев выделим два статистических ряда для внезапных и постепенных отказов табл .2.1. Таблица 2.1 Статистический ряд внезапных и постепенных отказов силового трансформатора Y, ч Y, ч Y, ч X, ч X, ч X, ч 61039 57546 53529 43774 45022 45850 59612 55392 51355 41283 42078 42906 57981 53986 60205 38793 39628 40455 56107 52062 58217 36302 36728 37554 54349 60483 56438 44608 45436 46264 52573 58564 55216 41664 42492 43320 60761 56854 52914 39215 40041 40869 58783 55739 50785 36581 37141 37967 54733 38380 Y ср D t Т l 56209 1827 40974 2,44057E-05 Параметр показательного закона находим по формуле : (2.5) где х ср — среднеее значение наработок на отказ. Среднее время безотказной работы определим по формуле . (2.6) Оценим параметры распределения Вейбулла-Гнеденко [8] . Для этого вычислим среднее значение наработки на отказ . (2.7) Разобьем выборку на интервалы , которые выберем по формуле . (2.8) Подсчитаем сколько отказов попало в каждый из полученных интервалов Таблица 2.2 интервалы 1 2 3 4 5 6 мин 50785 52612 54439 56265 58092 59919 макс 52612 54439 56265 58092 59919 61746 1 52573 54349 57981 56107 59612 61039 2 52062 53986 57546 55392 58783 60761 3 51355 53529 56854 55739 58564 60483 4 50785 52914 56438 55261 58217 60205 Y icp 51694 53695 57205 55444 58794 60622 p i 0,16 0,16 0,16 0,2 0,16 0,16 D s n 1/ a C T l 8734345 2955 0,052578 0,045 1,63E-106 56209 1,779E-05 Отностительную частоту событий определяем по формуле p i = m i /m . (2.9) Определим среднее значение для каждого интервала . (2.10) Вычислим значение дисперсии D по формуле . (2.11) Определим среднеквадратичное отклонение . (2.12) Вычислим коэффициент вариации по формуле . (2.13) По номограмме [8] находим значение параметра формы 1/ =0,31 .По найденным значениям вычислим параметр масштаба С распределения Вейбула-Гнеденко : ; (2.14) Г (1,0351)=0,987. Среднее время безотказной работы для распределения Вейбула-Гнеденко определим по формуле ; (2.15) 2тр =1/Т 2тр =0,00002 . (2.16) Интенсивность восста новления определим по данным статистического ряда представленном в таблице 2.3. Таблица 2.3 Статистический ряд времени восстановления внезапных и постепенных отказов силового трансформатора восстановление 15,8 18,7 22,4 26,1 18,2 21,7 25,4 20,5 21,2 24,7 17,6 23,6 24,2 17,1 20,1 26,5 16,4 19,5 22,9 27,2 Т = 21,49 m = 0,0465333 Интенсивность восстановления определим по формуле . (2.17) Вероятность восстановления силовых трансформаторов определим по формуле Р вос.тр =1-е - тр. . (2.18) Резу льтаты расчетов по формулам (2.1)-(2.18) представлены в табл .2.1,2.2,2.3. 2.2.2. Модель отказов автоматического выключателя. Рассмотрим масляный выключатель как элемент состоящий из двух элементов , в одном из которых может появиться внезапный отказ , а в д ругом постепенный [8] . Вероятность безотказной работы представлена формулой Р вк (t)=Р в (t)*Р и (t), где Р в (t) и Р и (t) — соответственно вероятности безотказной работы условных элементов соответствующих внезапному и постепенному отказу в следствии износа. Постепенные отказы выключателя происходят в следствии износа дугогасительных камер и контактов . Причинами внезапного отказа являются : несрабатывание приводов , механические повреждения , перекрытие изоляции при внешних и внутренних перенапряжениях . На ос н овании принятых критериев сформируем два статистических ряда представленных в таблице 2.4. Таблица 2.4 Статистический ряд внезапных и постепенных отказов вводного масляного выключателя X, ч X, ч X, ч Y, ч Y, ч Y, ч 7842 8557 8554 8961 11568 7568 8749 10412 10715 10052 14008 11434 10436 11238 11102 8499 14699 9918 12650 11476 12317 10955 11463 8079 15540 20379 15451 10662 11650 14350 9452 11510 13480 9462 9734 17044 6358 6693 7752 17465 16484 13927 7075 7683 6958 16155 17535 16736 10349 Т l Y ср l 0 10516 9,5E-05 12350 8,1E-05 Согласно теории надежности внезапные отказы имеют показательный закон распределения наработки на отказ Параметр показательного закона распределения опеределим по формуле (2.5) где х ср — среднеее значение наработ ок на отказ . Среднее время безотказной работы определим по формуле (2.6). Постепенные отказы выключателя имеют следующий закон распределения (2.19) где 0 – это интенсивность срабатывания выключателя , которая определяется по данным статистического ряда ; R — допустимое число отключений. Предполагая , что коммутирующий ток распределен по нормальному закону между максимальным и минимальным значением . Определим расход р ; . где I max и I min — максимальный и минимальный коммутируемый ток ; I — произведение номинального тока отключения на гарантированое число отключений. Допустимое число отключений определим по формуле Среднее время безотказной работы при постепенных отказах Интенсивность восстановления определим по данным из таблицы 2.5 и формуле (2.17). Таблица 2.5 Статистический ряд времени восстановления внезапных и постепенных отказов вводного масляного выключателя восстановление 16,6 20,0 22,8 19,8 25,6 25,9 19,6 21,4 18,0 24,6 19,4 21,2 18,4 22,0 17,1 18,6 21,3 21,1 17,5 17,5 Т = 20,4196 m = 0,04897 Т аблица 2.6 Результаты расчетов I max I min n I откл 7,5 5 20 20 S I р r s r k 400 0,0066 0,01381 121 Интенсивность восстановления определим по формуле . Вероятность восстановления масляного выключателя определяется по формуле Р вос.вк = 1-е - . Результаты расчетов по приведенным выше формулам сведены в табл . 2.4,2.5,2.6. Аналогично проведем расчеты для секционного масляного выключателя . Исходные данные и результаты расчетов сведены в табл . 2.7, 2.8, 2.9. Таблица 2.7. Статистический ряд внезапных и постепенных отказов секционного масляного выключателя X, ч X, ч X, ч Y, ч Y, ч Y, ч 8341,45 9107,29 9104 9637 12466 8128 9313,07 11096,7 11422,3 10820 15119 12321 11123 11982,9 11837 9137 15871 10675 13500 12238,5 13142 11801 12352 8682 16607,9 21820,4 16512,2 11483 12556 15490 10066,5 12275,9 14392,1 10180 10475 18424 6752,77 7111,97 8245,21 18883 17814 15031 7520,51 8170,86 7394,87 17455 18960 18088 11143 Т l Y ср l 0 11212 8,9E-05 13320 7,5E-05 Таблица 2.8. Статистический ряд времени восстановления внезапных и постепенных отказов секционног о масляного выключателя восстановление 16,5 19,9 22,6 19,7 25,5 25,8 19,5 21,2 17,9 24,5 19,3 21,0 18,3 21,8 17,0 18,5 21,1 20,9 17,4 17,4 Т = 20,2969 m = 0,04927 Таблица 2.9. Результаты расчетов I max I min n I откл 5,5 4 20 20 S I р r s r k 400 0,00507 0,01057 162 2.2.3. Модель отказов воздушной линии электропередач . ЛЭП рассмотрим как элемент условно состоящий из двух последовательно соединенных элементов . В одном из которых может появиться внезапный отказ , а в другом постепенный . Вероятность безотк азной работы представим как произведение вероятности двух независимых событий соединенных последовательно относительно надежности [8] Р ЛЭП (t)=Р в (t)*Р и (t) . Дальнейший расчет проведем как и для трансформатора . Статистические данные приведенные в таблиц е 2.10 приведены к единичной длине 1 км , как для внезапных и постепенных отказов . Таблица 2.10. Статистический ряд внезапных и постепенных отказов для ЛЭП X, г X, г X, г Y, г Y, г Y, г 174,11 203,04 179,13 309,12 326,04 343,86 180,83 41213 187,67 316,75 334,17 351,59 189,38 208,17 194,54 324,5 341,94 313,62 201,33 177,41 211,58 332,25 349,68 321,37 206,46 185,96 196,21 340,02 312,08 329,12 175,72 192,79 213,29 347,75 319,82 338,01 184,25 204,75 197,92 310,54 327,58 345,78 191,08 209,88 215,67 318,29 336,09 363,25 Т l Y ср D t 1904 0,00052523 331 10 В теории надежности в качестве основного распределения времени безотказной работы при внезапных отказах ЛЭП принимается показательное распределение Постепенные отказы ЛЭП происходят в основном по причине износа изоляции . Износ можно описать законом распределения Вейбула-Гниденко. где t 0 — порог чувствительности , то есть элемент гарантировано не откажет , в интервале времени от 0 до t 0 может быть равно нулю . Тогда окончательно имеем P ЛЭП (t) = e - t e -ct . Параметр показательного закона находим по формуле . где х ср — среднеее значение наработок на отказ . Среднее время безотказной работы определим по формуле . Оценим параметры распределения Вейбула-Гнеденко . Для этого вычислим среднеее значение наработки на отказ . Разобьем выборку y на интервалы , которые выберем по формуле Подсчита ем сколько отказов попало в каждый из полученных интервалов Таблица 2.11 интервалы 1 2 3 4 5 6 мин 309,12 318,86 328,61 338,35 348,10 357,84 макс 319 329 338 348 358 368 1 309,12 316,75 324,5 332,25 340,02 347,75 2 310,54 318,29 326,04 334,17 341,94 349,68 3 312,08 319,82 327,58 336,09 343,86 351,59 4 313,62 321,37 329,12 338,01 345,78 363,25 Y icp 311 319 327 335 343 353 p i 0,1666666 0,1666666 0,1666666 0,16667 0,16667 0,16667 D s n 1/a C T l 199 14 0,0425237 0,035 5,7E-73 331 0,00302 Отностите льную частоту событий определяем по формуле p i = m i /m. Определим среднее значение для каждого интервала . Вычислим значение дисперсии D по формуле Определим среднеквадратичное отклонение . Вычислим коэффициент вариации по формуле . По номогр амме находим значение параметра формы [8] 1/ =0,36. По найденным значениям вычислим параметр масштаба С распределения Вейбула-Гнеденко ; Г (1,36)=0,8902 Среднее время безотказной работы для распределения Вейбула-Гнеденко определим по формуле ; 2ЛЭП =1/Т 2ЛЭП . В таблице 2.10 представлен статистический ряд восстановления отказов ЛЭП. Интенсивность восстановления определим по формуле (2.17). Вероятность восстановления ЛЭП определяется по формуле Р вос.ЛЭП =1-е - . Таблица 2.12 Статистический ряд восстановления внезапных и постепенных отказов ЛЭП восстановление 7,1 9,2 11,3 13,4 8,9 10,9 13 8,6 10,7 12,7 8,1 10,3 12,3 4,8 9,9 12,1 4,5 9,6 11,7 18,8 Т = 10,395 m = 0,0962 Результаты расчетов по приведенным в ыше формулам сведены в табл .2.10, 2.11, 2.12. 2.2.4. Модель отказов и восстановления для разъединителей . Представим разъединитель как элемент состоящий из одного элемента с внезапным отказом , с показательным законом распределения наработки на отказ (2.1). Статистический ряд наработок на отказ и времени восстановления представлен в таблице 2.13, 2.14. Параметр показательного закона находим по формуле . где х ср — среднеее значение наработок на отказ . Среднее время безотказной работы определим по формуле Таблица 2.13. Статистический ряд внезапных отказов разъединителей X, г X, г X, г X, г 6,64 7,40 6,68 7,13 7,06 7,17 7,44 7,06 6,86 7,12 7,20 7,22 7,20 6,98 6,83 7,11 6,79 6,83 7,24 7,48 Т = 7 l= 0,14143 Интенсивность восстановления определим по формуле (2.17) Вероятность восстановления разъединителей определяется Р вос.раз =1-е - . Таблица 2.14. Статистический ряд времени восстановления разъединителей восстановление 8,3 6 6,2 7 7,5 8 8,3 7,2 9,1 9,2 10,9 9 6,8 10,4 9,4 8,1 10,1 7,1 8,5 6,1 Т = 8,16 m = 0,12255 Результаты расчетов по приведенным выше формулам сведены в табл .2.13, 2.14. 2.2.6. Модель отказов и восстановления для отделителей и короткозамыкателей . Для отделителе й и короткозамыкателей составим модель аналогичную разъединителям и проведем подобный расчет . Исходные данные и результаты расчета сведем в таблицу 2.15, 2.16, 2.17. Таблица 2.15 Статистический ряд внезапных отказов отделителей X, ч X, ч X, ч X, ч 31377 35695 31623 34179 33786 34416 35974 33762 32653 34130 34558 34679 34579 33325 32455 34091 32231 32471 34825 36149 Т = 33848 l= 3E-05 Таблица 2.16 Статистический ряд времени восстановления отделителей восстановление 8,1 5,9 6,1 6,9 7,4 7,8 8,1 7,1 8,9 9,0 10,6 8,8 6,7 10,2 9,2 7,9 9,9 7,0 8,3 6,0 Т = 7,98933 m = 0,12517 Таблица 2.17 Статистический ряд внезапных отказов короткозамыкателей X, ч X, ч X, ч X, ч 32430 36893 32685 35326 34920 35570 37181 34895 33749 35275 35718 35842 35739 34443 33544 35235 33312 33560 35993 37362 Т = 34984 l= 2,9E-05 Таблица 2.18 Статистический ряд времени восстановления короткозамыкателей восстановление 8,3 6 6,2 7 7,5 8 8,3 7,2 9,1 9,2 10,9 9 6,8 10,4 9,4 8,1 10,1 7,1 8,5 6,1 Т = 8,16 m = 0,12255 2.2.7. Модель отказов и восстановления для шин . Рассматриваем два типа шин : питающие шины , идущие от трансформатора к вводному выключателю ; секции шины . Так как шины голые то для них применим показательный закон распределения внезапных отказов [8] . Прич иной внезапных отказов является воздействие токов короткого замыкания . Расчет произведем аналогично результаты расчетов сведем в таблицы 2.19, 2.20, 2.21, 2.22. Таблица 2.19. Статистический ряд внезапных отказов питающих шин X, ч X, ч X, ч X, ч 760215 856936 768768 867865 1001326 870594 1001022 874998 794916 905950 964405 814378 969966 956631 840253 903270 888089 806707 894381 823804 Т = 878224 l= 1,14E-06 Таблица 2.20. Статистический ряд времени восстановления питающих шин восстановление 2,1 2,9 2,3 3,5 3,7 3,8 3,8 3,9 3,0 4,3 3,0 3,7 4,4 3,9 4,7 2,4 3,3 3,6 3,1 4,2 Т = 3,48353 m = 0,28707 Таблица 2.21. Статистический ряд внезапных отказов секций шин X, ч X, ч X, ч X, ч 760215 856936 768768 867865 1001326 870594 1001022 874998 794916 905950 964405 814378 969966 956631 840253 903270 888089 806707 894381 823804 Т = 878224 l= 1,1E-06 Таблица 2.22 Статистический ряд времени восстановления секций шин восстановление 2,0 2,7 2,2 3,3 3,5 3,6 3,6 3,7 2,8 4,2 2,8 3,5 4,3 3,7 4,5 2,3 3,1 3,4 2,9 4,1 Т = 3,33011 m = 0,30029 На основании полученных показателей надежности элементов можно определить надежность всей схемы. 2.3. Расчет надежности схемы электроснабжения 2.3.1. Расчет последовательных соединений . Расчет проведем аналитическим ме тодом . Представляем связи между элементами в виде последовательных и параллельного их соединения , описываем отключение потребителей . Поэтапное эквивалентирование расчетной схемы рис .1.3. из последовательно и параллельно соединенных элементов позволяет оце н ить показатели надежности схемы электроснабжения . Анализ системы последовательно соединенных , восстанавливаемых элементов будем проводить с учетом двух условий : первое при отказе одного элемента интенсивности отказа оставшихся в работе элементов не изменя ю тся ; второе восстановление не ограничено , т.е . любой отказавший элемент начинает немедленно восстанавливаться. Для электротехнического оборудования принято выделять четыре составляющих времени восстановления = t ОБ + t OP + t Л + t OВ , где t OБ – время обнаружения ; t OP – время организации ; t Л – время ликвидации отказа ; t O В – время опробывания и включения в работу. Поскольку каждая составляющая представляет собой случайную величину со своим законом распределения , интенсивно сть восстановления являются величиной не постоянной . Однако на основании теоремы теории восстановления с достаточной точностью можно воспользоваться показательным законом распределения . Интенсивность восстановления определяется по данным статистического р я да Z 1 ... Z n , где Z i – время восстановления после отказа . Интенсивность восстановления (2.20) Интенсивность восстановления всех элементов схемы была р ассчитана в предыдущем разделе. Для системы из n последовательно соединенных восстанавливаемых элементов суммарная интенсивность отказав цепи может быть найдена по выражению (2.21) Среднее время безотказной работы последовательной цепи Т СР = 1/ . (2.22) Среднее время восстановления СР (2.23) Вероятность безотказной работы системы из n последовательно соединенных элементов на интервале времени от 0 до t 0 P=e - t (2.24) Коэффициент готовности (2.25) При расчете учитываем , что сами шины и вводные выключатели на 6 и 10 кВ одинаковые , и будем рассматривать надежность электроснабжения по одному из низших напря жений , упростим исходную схему рис .2.1. до расчетной рис .2.2. Рассчитаем последовательные звенья схемы , представленной на рис .3. Так как схема состоит из двух одинаковых в отношении надежности параллельных ветвей , то проведем расчет только для одной ветви. Упростим схему для этого каждую последовательную цепочку элементов заменим на эквивалентный в отношении надежности элемент Э 1 иЭ 2 см рис .2.3. Тогда заменим последовательно соединенные элементы : Л 1.1, Л 1.2, Р 1, О 1, КЗ 1, Т 1.1, Т 1.2, Ш 1, В 1.1, В 1.2, Ш 3 на э к вивалентный элемент Э 1 см рис .2.3. Характеристики надежности данного элемента определим по выражениям (2.21)-(2.25). Интенсивность отказов L =l/ Т Л 1.1 + l/ Т Л 1.2 + 1/ Т Р 1 + 1/ Т О 1 + 1/ Т КЗ 1 + 1/ Т Т 1.1 + 1/ Т Т 1.2 + 1/ Т Ш 1 + 1/ Т В 1.1 + 1/ Т В 1.2 + 1/ Т Ш 3 = 5.8 / 1699440 +5.8/ 2899560 +1/ 61320+ +1/ 33848 +1/ 34984 +1/ 40974 +1/ 56209 +1/ 878224 + +1/ 11212 +1/ 13320 +1/ 878224=0.000289 , ч -1 . Рис . 2.1. Схема электроснабжения в отношении надежности Рис . 2.2. Упрощенная схема электроснабжения в отношении надежности Рис .2.3. Эквивалентная схема Рис . 2.4. Преобразованная эквивалентная схема Среднее время безотказной работы последовательной цепи Т СР = 1/ =1/0.000289 =3460 , ч. Среднее время восстановления Интенсивность восстановления можно определить как величину , обратную среднему времени восстановления . Коэффициент готовности . Секционный выключатель , представленный в отношении надежности как два последовательно включенных элемента заменим на один эквив алентный Э 2 см . рис .2.3., и произведем его расчет. Интенсивность отказов L =1/ Т В 3.1 + 1/ Т В 3.2 =1/ 10516 +1/12350 =0.000176 , ч -1 . Среднее время безотказной работы последовательной цепи Т СР = 1/ =1/0.000176 =5679 , ч. Среднее вр емя восстановления Интенсивность восстановления можно определить как величину , обратную среднему времени восстановления . Коэффициент готовности . Далее определим параметры последователь ного соединения элементов Э 1 и Э 2 по выражениям (2.21)-(2.25) Интенсивность отказов =1/Т Э 1 + 1/ Т Э 2 =1/3460 +1/5679 =0.000465 , ч -1 . Среднее время безотказной работы последовательной цепи Т СР = 1/ =1/0.000465 =2150 , ч. Среднее время восстановления . Интенсивность восстановления можно определить как величину , обратную среднему времени восстановлени я . Коэффициент готовности Схема преобразуется к виду , представленному на рис .2.4. 2.4. Учет резерви рования Анализ систем параллельно соединенных восстанавливаемых элементов будем проводить с учетом четырех условий [9] : - резервный элемент работает в нагруженном режиме ; - восстановление отказавших элементов не ограниченно ; - во время восстановления в элементах не могут возникать вторичные отказы ; - совпадение моментов наступления двух различных событий считаем практически невозможным. Интенсивность отказов каждого из элементов i найдена в предыдущем расчете . Интенсивност ь восстановления можно определить как величину , обратную среднему времени восстановления Определим вероятности каждого из четырех состояний для стационарно го режима . Система может находиться в четырех состояниях , три из которых являются работоспособными , четвертое – отказ : - оба элемента работают ; - отказал первый элемент ; - отказал второй элемент ; - отказали оба элемента. Вероятность первого состояния Вероятность второго состояния Вероятность тре тьего состояния Вероятность четвертого состояния Коэффициент готовности системы К S = p 1 +p 2 +p 3 . Коэффициент простоя системы R S = p 4 . Определив коэффициент простоя , коэффициент готовности найдем как К S = 1 - p 4 . Вероятность четвертого состояния Коэффициент готовности К S = 1 - p 4 = 1-0,000032=0,999968 Интенсивность отказа системы из двух взаиморезервирующих элементов S = Э 3 R Э 3 + Э 12 R Э 12 = 0,000289 (1-0,996) +0,000465 (1-0,9924)=0,00000469. Среднее время безотказной работ ы системы Т СР S = 1/ S = 1/0,00000469=213219 ч. Для большей части элементов электрических систем отношения / =10 -3 ...10 -4 , поэтому в пределах t 4 ... 5 t B справедливо соотношение S = Э 3 + Э 12 = 0,07+0,06 = 0,13. Поскольку ограничение на восстановление не вводило сь , то ч. Таким образом результаты вычислений показывают , что существующая схема подстанция "Южная " обладает достаточной надежностью . 3. ЭКОНОМИКА И ОРГА НИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА 3.1. Общие положения В данной части проекта рассматривается экономическое обоснование технических решений и организационных вопросов . Решения должны носить комплексный характер , отражающий связь организационно-технических вопросов с результатами , полученными на основании технико-экономических расчетов . Надежная работа систем электроснабжения невозможна без организации грамотной , рациональной эксплуатации , и четко поставленного , своевременного обслуживания оборудования . К вопросам орг анизации и управления процессом эксплуатации проектируемого объекта относятся следующие разделы : грамотная организация технического обслуживания и ремонта электрических сетей ; организация к планирование технического обслуживания и ремонта оборудования под с танции ; организация технического обслуживания и ремонта электрических аппаратов напряжением до 1000 В ; контроль за качеством ремонта и технического обслуживания электрического оборудования и систем электроснабжения ; организация и планирование работы электр ослужбы предприятия . Большую важность для будущего имеет правильная организация контроля за состоянием электрического оборудования - накопление статистических данных . На каждую единицу оборудования должно быть заведена карта в которой фиксируются время , п р одолжительность простоя и причина отказа , записываются результаты испытаний , проводимых по графику и после ремонтов . 3.2. Организация и планирование технического обслуживания и ремонта оборудования подстанции Рассмотрим организацию и планирование технич еского обслуживания аппаратуры высокого напряжения подстанции . Этот вопрос включает в себя несколько разделов. 3.2.1. Расчет затрат труда , основных материалов , запасных частей и комплектующих изделий на проведение технического обслуживания и ремонта . Норма трудоемкости ремонтов и технического обслуживания аппаратов высокого напряжения определены на основании типовых объемов ремонтных работ для каждого вида оборудования и его параметрами – мощностью , конструктивным исполнением и их назначением с учетом опыт н ых данных . В Липецких электрических сетях , к которым относится подстанция "Южная " в качестве руководства при проведении ремонта оборудования принята технологическая карта , в которой указаны состав бригады , основные затраты на ремонт , меры безопасности , по с ледовательность операций , контрольные параметры . Для примера в табл 1,2 представлены выдержки из технологической карты на капитальный ремонт выключателей типа ВМПЭ -10, которые установлены в ЗРУ подстанции , по затратам труда , основных материалов , запасных ч а стей и комплектующих изделий приведены в табл. 3 .1,3.2. Таблица 3.1 Трудозатраты при проведении ремонта выключателя ВМПЭ -10 Состав бригады Трудозатраты Эл . слесарь 5 р . (производитель работ ) – 1 чел Эл . слесарь 3 р . (член бригады ) – 1 чел На один выключате ль с приводом 24 чел час. Таблица 3.2 Затраты основных материалов , запасных частей и комплектующих изделий при проведении ремонта выключателя Материалы и запасные части Кол-во Смазка литол 0,1 кг Машинное масло 0,2 кг Трансформаторное масло 15 л Шлифшкурка 0,25 см 2 Ветошь 1 кг Салфетки 2 шт Краска красная , желтая , зеленая , серая 1 кг Кисть 2 шт Растворитель 0,25 л Наконечник контактного стержня 3 шт Розеточный контакт в сборе 1 шт Ламель контактного контак та 1 шт Дугогасительная камера 1 шт Подвижной стержень 1 шт Стекло маслоуказателя 1 шт Нижнее кольцо дугогасительной камеры 3 шт Прокладка маслоказателя 3 шт Пружина розеточного контакта 5 шт 3.2.2. График проведения технических обслуживаний и рем онтов . Оборудование подстанций работает непрерывно , и поэтому ремонтные циклы не учитывают сменности работы . Продолжительность межосмотрового периода планируется только для установок , не имеющих постоянного дежурного персонала . Подстанции не имеющие посто я нного дежурного персонала подвергаются осмотру не реже чем раз в месяц . На подстанции "Южная " постоянно находится дежурный персонал , который совершает ежедневные осмотры оборудования согласно графика . Внеочередные осмотры оборудования подстанций производя т ся при резком изменении температуры наружного воздуха и при каждом отключении трансформатора от газовой и дифференциальных защит . Распределительные устройства со всей аппаратурой подлежат внеочередному осмотру после отключения тока КЗ . Сроки проведения те к ущих и капитальных ремонтов оборудования установленного на подстанции "Южная " приведены табл . 3.3. Таблица 3.3 График проведения текущих и капитальных ремонтов оборудования Наименование оборудования Сроки текущих ремонтов Сроки капитальных ремонтов Прим ечание Трансформаторы и автотрансформаторы с РПН Ежегодно Внеочередной ремонт РПН производится в соответствии с заводскими инструкциями Системы охлаждения Д , ДЦ и Ц трансформаторов. Ежегодно При ремонтах трансформаторов Масляные выключатели : · У-ВМПП -10, ВМП -10к , ВМПЭ -10, ВМП -10Э , 1 р 3-4 г .; 1 раз в 6-8 лет при условии контроля характеристик выключателя с приводом в межремонтный период. Число отключений К.З.любой из фаз выключателями 10-35-110-220 кВ , после которых они выводятся в ремонт : Масляные выключатели ВМП -10к , ВМПЭ -10, ВМП -10Э 15раз Отделители и короткозамыкатели 2 раза в год 1 раз в 2-3 года Текущие ремонты ежегодно весной и осенью Разъединители и заземляющие ножи ЛР 1 ра з в 3-4 года 1 раз в 6 лет Шинные разъединители по мере необходимости Остальные аппараты РУ По мере необходимости , по результатам проф . испытаний 3.2.3. Порядок проведения ремонта для основного высоковольтного оборудования определен в технологической карте . При проведении ремонтов трансформаторов необходимо руководствоваться проектом производства работ , составленным по результатам проведенного комиссией осмотра и составленного акта дефектации . Рассмотрим порядок производства работ при проведении капит а льного ремонта на примере выключателей типа ВМПЭ -10, ВМП -10, установленных на подстанция табл .3.4. Таблица 3.4 Порядок проведения ремонта выключателя типа ВМП -10. № п /п Операция 1 Оформление распоряжения на работу . Допуск бригады на выключатель 2 Подгот овка инструмента , материалов , запасных частей к работе. 3 Осмотр выключателя и выявление дефектов 4 Слив масла из полюсов с одновременной проверкой работы маслоуказателей 5 Разборка полюсов , ремонт и при необходимости замена дугогасительных камер , розет очных контактов , подвижных стержней , механизмов полюсов , ламелей розеточных контактов , наконечников контактных стержней , нижних колец дугогасительных камер . 6 Сборка полюсов выключателя. 7 Регулировка полюсов выключателя . Снятие механических параметров. 8 Замер переходного сопротивления выключателя. 9 Обтяжка болтовых соединений выключателя и его ошиновки. 10 Залив трансформаторного масла. 11 Осмотр и при необходимости ремонт выключателя. 12 Регулировка привода и замер его механических параметров. 13 Смазка трущихся поверхностей : вала выключателя , привода , устройств блокировки , и вкатывающего механизма тележки. 14 Проверка работы масляного буфера и устройств блокировки тележки. 15 Зачистка и смазка втычных контактов выкатной тележки. 16 Регулиров ка выключателя с приводом , снятие скоростных характеристик. 17 Проведение высоковольтных испытаний выключателя. 18 Проверка работы выключателя от устройств РЗА. 19 Покраска ошиновки выключателя. 20 Уборка рабочего места. 21 Оформление окончания работы. Подстанция "Южная " входит в состав и обслуживается предприятием Липецкие электрические сети . Липецкие электрические сети входят в состав акционерного общества энергетики и электрификации «Липецкэнерго» . В зоне обслуживания пять административных районов Липецкой области : Липецкий , Грязинский , Добровский , Добринский , Усманьский , а также города Липецк и Грязи . На предприятии создана служба , занимающаяся непосредственно эксплуатацией и ремонтом оборудования подстанций - служба подстанций . В настоящее время в службе подстанций 76 подстанций напряжение 35-110-220 кВ . Численность работников службы подстанций к которым относятся : начальник службы подстанций , зам начальника службы подстанций ; инженер службы подстанций , начальники групп подстанций , мастера , элект р омонтеры , электрослесаря , водители и т . д . составляет примерно 180 человек . Оплата труда согласно штатному расписанию . В таблице 3.5. представлено штатное расписание службы подстанций . Система оплаты труда у всех работников службы – повременная премиальна я . Премия включает в себя премию за безаварийную работу , за экономию электроэнергии а также надбавку за разъездной характер работы . Таблица 3.5 Штатное расписание службы подстанций Должность Кол-во Система оплаты труда Оклад Премия Итого Начальник службы 1 Повременая-премиальная 2933 р 75 % 5133 Зам . нач . службы 1 Повременая-премиальная 2327 р 75 % 4072 Начальник группы подстанций 11 Повременая-премиальная 2428 р 75 % 4249 Инженер службы 1 Повременая-премиальная 1786 р 75 % 3126 Мастер службы 3 Поврем еная-премиальная 1889 р 75 % 3306 Эл.монтер подстанции 117 Повременая-премиальная 1580 р 40 % 2212 Эл.слесарь по ремонту РУ 5 разряда 15 Повременая-премиальная 1615 р 85 % 2988 Эл.слесарь по ремонту РУ 4 разряда 10 Повременая-премиальная 1403 р 85 % 2596 Эл.слесарь по ремонту РУ 3 разряда 7 Повременая-премиальная 1258 р 85 % 2327 Водитель службы 9 Повременая-премиальная 1353 р 72 % 2327 Уборщица служебных помещений 5 Повременая-премиальная 697 р 45 % 1011 3.2.4. Сетевое планирование . В управл ении и организации ремонтных работ большое значение имеет правильное их планирование . В этом существенно может помочь сетевое планирование , которое является простым и наглядным инструментом позволяющим учитывать все резервы и оптимизировать работы. В данно м разделе приведен экономический расчет ремонта трансформатора с использованием метода сетевого планирования и управления . В ажнейшим этапом при использовании метода сетевого планирования и управления является построение сетевого графика , когда необходимо учесть последовательность событий а так же все логические связи между ними . В данном случае построен сетевой график рис . 3.1. ремонта трансформатор без учета ограничений на трудовые ресурсы . Использована сетевая модель в терминах работ и событий . Здесь использованы данные по силовому трансформатору типа ТМ -100/10, который используется на подстанции «Южная» как трансформатор собственных нужд . Ремонт таких не больших трансформаторов в Липецкие электрические сети проводят своими силами на базе ремонтного цеха. Исходными данными являются типовые нормы времени [10] на ремонт силового трансформатора мощностью 100 кВ А , данные приведены в табл .3.6. Каждому номеру операции соответствует своя работа . Обозначение операций и соответ ствующих работ приведено в табл .3.6. Использование сетевых графиков при планировании ремонта электрооборудования подстанции уменьшить затраты времени и трудовых ресурсов. Рис .3.1. Сетевой график ремонта силового трансформатора - действительная работа ; - n -е событие ; - ожида ние. Таблица 3.6 Типовые нормы времени на ремонт силового трансформатора типа ТМ -100/10 Номер Операции Наименование операции Профессия Разряд работы Норма времени , чел-ч 1 Слив масла из трансформатора (самотёком ) Э лектромонтёр-обмотчик и изолировщик по ремонту трансформаторов 2 2,23 2 Разборка трансформатора Электромонтёр по ремонту электрооборудования 3 6,67 3 Промывка и очистка деталей трансформатора Мойщик 1 5,51 4 Ремонт указателя уровня масла Электромонтёр по ремонту электрооборудования 3 0,24 5 Ремонт переключателя напряжения 3 0,6 6 Ремонт изоляторов 3 1,12 7 Намотка катушки Электромонтёр-обмотчик и изолировщик по ремонту трансформаторов 3 10,8 8 Пропитка катушки лаком и сушка до и после пропитки 2 0,32 9 Сборка трансформатора Электромонтёр по ремонту электрооборудования 3 21,5 10 Заполнение трансформатора маслом 2 1,56 11 Окраска трансформатора Маляр 2 0,43 Каждому номеру операции соответствует своя работа. Таблица 3.7 Обозначение работ № опе рации Обозначение работы № операции Обозначение работы 1 1-2 8 8-9 2 2-3 9 9-10 3 3-4 10 10-11 4 4-5 11 11-12 5 4-6 12 5-9 6 4-7 13 6-9 7 4-8 14 7-9 Формулы расчёта временных параметров сетевых моделей представлены ниже. Ранний срок начала работы – суммарная продолжительность работ , лежащих на максимальном из путей , ведущих к данной работе от исходного события : . Ранний сро к окончания работы – сумма раннего срока начала и продолжительности работы , где i-j -продолжительн ость работы – оценка времени выполнения работы , полученная расчётным путём. Поздний срок начала работы – разность позднего срока окончания и продолжительности работы . Поздний срок окончания работы – разность между продолжительностью критического пути и суммарной продолжительностью работ , лежащих на максимальном из путей , ведущих от данного события (конца работы ) к завершающему событию . Полный резерв времени работы – величина резерва времени максимального из путей , проходящих через данную работу . Свободный резерв времени работы – максимальное время , на которое можно увеличить продолжительность работы , не изменяя при этом ранних сроков начала последующи х работ при условии , что непосредственно предшествующее событие поступило в свой ранний срок . Таблица 3.8 Расчёт продолжительности путей сетевого графика № Номера событий , через которые проходит путь Продолжительность , ч 1 1+2+3+7+8+9+10+11 (L 1 )=2,23+6,67+5,51+10,8+0,32++21,5+1,56+ +0,43=49,02 2 1+2+3+4+12+9+10+11 (L 2 )= 2,23+6,67+5,51+0,24+21,5+1,56+ +0,43=38,14 3 1+2+3+5+13+9+10+11 (L 3 )= 2,23+6,67+5,51+0,6+21,5+1,56+0,43=38,5 4 1+2+3+6+14+9+10+11 (L 4 )= 2,23+6,67+5,51+1,12+21,5+1,56+ +0,43=39,02 Продол жительность критического пути кр – суммарная продолжительность работ , лежащих на максимальном пути между исходным и завершающим событием , равном 49,02 ч. Таблица 3.9. Результаты расчета параметров сетевого графика Операция Р абота 1 1-2 2,23 0 2,23 0 2,23 0 0 2 2-3 6,67 2,23 8,9 2,23 8,9 0 0 3 3-4 5,51 8,9 14,41 8,9 14,41 0 0 4 4-5 0,24 14,41 14,65 14,41 14,65 0 0 5 4-6 0,6 14,41 15,01 14,41 15,01 0 0 6 4-7 1,12 14,41 15,53 14,41 15,53 0 0 7 4-8 10,8 14,41 25,21 14,41 25,21 0 0 8 8-9 0,32 25,21 25,53 25,21 25,53 0 0 9 9-10 21,5 25,53 47,03 25,53 47,03 0 0 10 10-11 1,56 47,03 48,59 47,03 48,59 0 0 11 11-12 0,43 48,59 49,02 48,59 49,02 0 0 12 5-9 0 14,65 14,65 25,53 25,53 10,88 10,88 13 6-9 0 15,01 15,01 25,53 25,53 10,52 10,52 14 7-9 0 15,53 15,53 25,53 25,53 10,00 10,00 3.3. Экономическая эффективность электрической системы Произведем расчет экономической эффективности проектируемой электрической системы на основании технико-эконо мического сравнения различных вариантов , с учётом , что все новые электросетевые объекты сооружаются единовременно в течение одного года . Следовательно , не учитывается распределение затрат во времени. Определяем следующие технико-экономические показатели : - капитальные вложения ; - издержки эксплуатации. На их базе осуществляется технико-экономическое сопоставление вариантов рассматриваемых электрических систем и выбор из них наилучшего. При определении капитальных вложений и издержек эксплуатация используютс я укрупненный показатели стоимости элементов системы . В данной работе проведено технико-экономическое сравнение силовых трансформаторов подстанции выключателей на 6-10 кВ , рассчитаны капитальные вложения и эксплуатационные издержки для этих вариантов. 3.3.1. Экономическое обоснование выбора трансформатора Для правильного выбора трансформаторов необходимо кроме сравнения технических параметров , представленного в пункте 1.3., провести экономический расчет . Расчет проведем в ценах 1991 года . Так как целью расчета является сравнение , а пропорции приблизительно останутся такими же , то следовательно , можно на него опираться при выборе трансформаторов . Паспортные данные приведены в табл . 1.3, 1.4. Приведенные потери мощности для первого варианта Для второго варианта Годовые потери электроэнергии для первого вар ианта D W год 1 = 8760 Ч D P ’ = 8760 Ч 297,4 = 2605224 кВт ч ; D W год 1 = 8760 Ч D P ’ ’ = 8760 Ч 234,6 = 2055096 кВт ч. Стоимость годовых потерь электрической энергии при работе двух трансформаторов С п 1 = D W год 1 Ч С а = 2605224 Ч 0,02 = 52104,4 р, где С а – стоимость одного кВт ч электрической энергии , р . Стоимость годовых потерь электрической энерги и при работе четырех трансформаторов С п 2 = D W год 2 Ч С а = 2055096 Ч 0,02 = 41101,9 р. Капитальные затраты при работе двух трансформаторов К 1 = n К 0 = 2 Ч 117000 = 234000 р, где К 0 – капитальные затраты одного трансформатора , р. Капитальные затраты при работе четырех трансформаторов К 2 = n К 0 = 4 Ч 91000 = 361000 р. Амортизационные отчисления при работе двух трансформаторов С А 1 = К А Ч К = 0,064 Ч 234000 = 14976 р, где К А Ч - коэффициент амортизационных отч ислений на трансформаторы. В случае работы четырех трансформаторов С А 2 = К А К = 0,064 361000 = 23104 р. Суммарные годовые потери при работе двух трансформаторов С 1 = С А 1 + С П 1 = 14976 + 5210 4,4 = 67080,4 р. В случае работы четырех трансформаторов С 2 = С а 2 + С п 2 = 23104 + 41101,9 = 64205,9 р. Суммарные приведенные затраты для первого варианта З 1 = a К 1 + С 1 = 0,25 234000 + 67080,4 = 125580,4 р. При втором варианте З 2 = a К 2 + С 2 = 0,25 361000+64205,9=154455,9 р. Сравнивая полученные данные можно сделать вы вод , что первый вариант является более рациональным по экономическим показателям . Расчет показал , что более выгодно использовать два трансформатора ТДТН -40000/110, вместо четырех трансформаторов ТДТН– 25000/110. Этот тип трансформаторов и установлен на по д станции «Южная» в настоящее время. 3.3.2. Экономический эффект при модернизации распределительных устройств . Для повышения надежности работы оборудования и облегчения обслуживания предлагается заменить установленные на подстанции "Южная " в ЗРУ с КРУ 6-10 к В маломасляные выключатели типа ВМП -10, ВМПЭ -10, на вакуумные типа ВВЭ -10. Как известно вакуумные выключатели имеют ряд преимуществ по сравнению с традиционными масляными и маломасляными выключателями . Они имеют больше ресурс , проще в обслуживании , практи ч ески не нуждаются в ремонте. Расчет проведем по приведенным затратам для одного и другого типа . Расчет проведем в ценах одного года , так как целью расчета является сравнение , а пропорции приблизительно останутся такими же , то следовательно , можно на него о пираться при выборе . Приведенные затраты находим по формуле З = К +И, (3.1) где = 0,25 – нормативны й коэффициент ; К – капиталовложения ; И – издержки. Для масляного выключателя капиталовложения определяем по формуле К 1 = Ц 1 + 0,12 Ц 1 + 0,03 Ц 1 =19248+2310+577=22135 р . При определении и здержек учитываем необходимую заработную плату рабочим обслуживающим 32 установленных на подстанции выключателей , и стоимость материалов. И 1 = (З 1 +З 2 ) 12+И М =(1400+1180) 12+792=31752, где З 1 =1400 – заработная плата одного рабочего ; З 2 =1180 - заработная плата второго рабочего ; И М = С М m М n = 8 5,5 18=792 р, где С М =8 р /кг – стоимость масла , основная составляющая стоимости материалов , необходимых для ремонта ; m М =5,5 кг – масса масла в выключателе ; n =18 – количество ремонтов Тогда приведенные зат раты находим по формуле (3.1) З 1 = К 1 +И 1 =0,25 22135+31752=37286 р. Аналогично рассчитаем капитальные затраты для второго варианта установки вакуумного выключателя. З 2 = К 2 +И 2 =0,25 47849+16800=28763 р. где = 0,25 – нормативный коэффициент ; К 2 – капиталовложения ; И – издержки. Для вакуумного вык лючателя капиталовложения , включая демонтаж и монтаж , определяем по формуле К 2 =Ц 2 + 0,12 Ц 2 + 0,03 Ц 2 + С Д =40270+4832+1208+1539=47849 р, где С Д = 0,08Ц 1 – стоимость демонтажа. Так как ваку умные выключатели не нуждаются в ремонте в течении всего срока службы , и необходимо проводить только осмотры [11] , то на их обслуживание достаточно выделить меньшее число человеко-часов. И 2 =З 1 12+И М =1400 12=16800, где З 1 =1400 – заработная плата рабочего 3 разряда ; При эксплуатации вакуумных выключателей отсутствуют расходы на масло. Сравнивая полученные результаты можно сделать вывод , что приведенные затраты на установку и эксплуатацию ваку умных выключателей меньше чем для маломасляных , и хотя стоимость вакуумных выключателей превосходит стоимость маломасляных выключателей их замена будет иметь явный технический эффект и потому являются целесообразной. 4. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ 4.1. Безопасность производства 4.1.1. Заземление подстанции . Одной из основных мер обеспечивающих безопасность работ в электроустановках является защитное заземление . Мероприятия от прикосновения к частям нормально не находящимся под напряжением , но оказа вшимся под напряжением являются надежные заземления корпусов электрооборудования и конструктивных металлических частей электроустановок . К заземлениям подстанций предъявляются особые требования [12] . Расчет заземляющих устройств сводится к расчету заземли теля , так как заземляющие проводники в большинстве случаев принимаются по условиям механической прочности и устойчивости к коррозии по ПТЭ и ПУЭ [13] . Расчет сопротивления заземлителя проводится в следующем порядке : Устанавливается необходимое по ПУЭ допус тимое сопротивление заземляющего устройства ; Определяется расчетное удельное сопротивление грунта расч . С учетом повышающих коэффициентов учитывающих высыхание грунта летом и промерзание зимой ; Определяется расчетное сопротив ление растеканию одного вертикального электрода R ВО ; Определяется примерное число вертикальных заземлителей n при предварительно принятом коэффициенте использования В ; Определяется сопротивление растеканию горизонтальных эле ктродов R Г ; Уточняется необходимое сопротивление растеканию вертикальных электродов с учетом проводимости горизонтальных соединений ; Уточняется число вертикальных электродов с учетом коэффициента использования. Сопротивление заземляющего устройства в элект роустановках напряжением выше 1000 В с большими токами замыкания на землю не должно превышать 0,5 Ом . В нашем случае нужно рассчитать контурный заземлитель подстанции с следующими данными . Грунт в месте сооружения подстанции – ил и песок мелкий влажный ср е дней плотности . Климатическая зона - третья . Дополнительно в качестве заземления используется система трос-опора с сопротивлением заземления 1,3 Ом . Так как для стороны 110 кВ требуется сопротивление заземления 0,5 Ом , проверим величину сопротивления за з емления для стороны 10 кВ . В сетях с незаземленной нейтралью заземляющее устройтво заземлений подстанций высокого напряжения должно иметь сопротивление Ом, где U РАСЧ – расчетное напряжение принимаем 125 В , так как заземляющее устройство используется также и для установок подстанции напряжением до 1000 В ; I РАСЧ – полный ток замыкания фазы на землю . Таким образом в качестве расчетного принимается сопрот ивление r 3 = 0,5 Ом. Сопротивление искусственного заземлителя рассчитывается с учетом использования системы трос - опора . Это сопротивление R n можно вычислить следующим образом См ; Ом, где r C – сопротивление системы трос – опора. Рекомендуемое дл я предварительных расчетов удель ное сопротивление грунта в месте сооружения заземлителя для нашего грунта составляет 30 Ом м . Повышающие коэффициенты К r и К В равны соответственно 3,5 и 1,5. Определяются из таблиц [14] для горизонтальных протяженных электрод ов при глубине заложения 0,8 м и для вертикальных электродов при глубине заложения вершины 0,5..0,8 м . В качестве вертикальных электродов применяются электроды , изготовленные из круглой стали диаметром 12 мм , длиной 5 м с одним отточенным концом . К ним пр и соединяются горизонтальные электроды – полосы 30 4 мм 2 , приваренные к верхним концам вертикальных . Расчетное удельное сопротивление для горизонтальных электродов расч.г = К г гр =3,5 30=105 Ом м ; расч.в = К в гр =1,5 30=45 Ом м, где гр – удельное сопротивление грунта. Определим сопротивление растеканию одного вертикального электрода при погружении ниже уровня земли на 0,8 м где l – длина вертикального электрода , равняется 5 м ; d – диаметр вертикального электрода , равный 0,012 м ; t – геометрический параметр , в данном с лучае равный l/2+0 , 8 ,м. Таким образом t= l/2+0,8= 5/2+0,8=3,3 м ; Определим примерное число вертикальных электродов при предварительном коэффициенте использования , принятом равным в = 0,6 . Определим сопротивление растеканию горизонтальных электродов . Коэффициент использования соединительной полосы в контуре при числе электродов порядка 20 и отношении между расстояниями между вертикальным и электродами и их длиной , равном 1 равен по таблицам в =0,27. Сопротивление растеканию полосы по периметру контура ( l =296,4 ) равно Ом, где в = 30 мм – ширина полосы. Уточненное число вертикальных электродов определяется при коэффициенте использования в =0,47, принятого при числе электродов порядка 20 и отношении расстояний между вертикальными электродами и их длине равном 1. Окончательно принимаем 22 вертикальных электрода . Все соединения элементов за земляющих устройств , в том числе и пересечения , выполняются сваркой в нахлест . У входов и выходов на территорию ОРУ должно быть обеспечено выравнивание потенциалов путем укладки двух полос на расстоянии 1 и 2 м от заземлителя на глубине 1 и 1,5 м соответс т венно . Расстояние от границ заземлителя до забора с внутренней стороны должно быть не менее 3 м . Число и месторасположения заземлителей представлены на рис .4.1. 4.1.2. Молниезащита подстанции . ОРУ подстанции должно быть надежно защищено от попадания высок их потенциалов в результате грозовых разрядов молнии . Устройства молниезащиты подстанции должны практически полностью исключать такую возможность . Защита подстанции от прямых ударов молнии осуществляется с помощью отдельно стоящих стержневых молниеотводо в [15]. Защитное действие молниеотвода основано на том , что во время лидерной стадии на вершине молниеотвода скапливаются заряды и наибольшие напряженности электрического поля создаются на пути между развивающимся лидером и вершиной молниеотвода . Возникнов ение и развитие с молниеотвода встречного лидера еще более усиливает напряженность поля на этом пути , что окончательно предопределяет удар молнии в молниеотвод . Защищаемый объект более низкий , чем молниеотвод , будучи расположен поблизости от него , оказыва е тся заэкранированным молниеотводом и встречным лидером и практически не может быть поврежден молнией [16] . Рис. 4.1 . Место расположения заземлителей на территории подстанции Защитное действие молниеотвода характеризуется его зоной защиты , т.е . пространством вблизи молниеотвода , вероятность попадания в которое не превышает заранее определенное малое значение. Зона защиты одиночного стер жневого молниеотвода высотой до 150 м представляет собой круговой конус рис . 4.2 . с вершиной на высоте h 0 < h , сечение которого на высоте h X имее т радиус r X . . Граница зоны защиты находится по формулам h 0 = h 0,85; . Вероятность прорыва молнии не превышает 0,005. Если допустить вероятность прорыва молнии 0,05, что вполне удовлетворяет потребностям практики , так как для объектов менее 30 м число разрядов в год менее 0,1 и объект будет поражаться молнией в средне не чаще 1 раз в 200 лет , границы зоны защиты находятся по формулам h 0 = h 0,92; . Зона защиты двух молниеотводов , находящихся на расстоянии , менее 3 5 h , расширяется по сравнению с зонами отдельных молниеотводов рис . 4.3. Возникает дополнительный объем за щиты обусловленный совместным действием двух молниеотводов . Зоны защиты двойного стержневого молниеотвода описываются формулами Рис . 4.2. Сечение зоны защиты стержневого молниеотвода Рис . 4.3. Зона защиты двойного стержневого молниеотвода при вероятности прорыва Р ПР = 0,005 h 0 при lh; r X при lh ; при вероятности прорыва Р ПР = 0,005 h 0 при lh 1,5; r X при lh 1,5 ; где r 0 – зона защиты одиночного молниеотвода на уровне земли. Если расстояние l превыш ает 3 h ( Р ПР = 0,005 ) и 5 h (Р ПР = 0,05) , каждый молниеотвод следует рассматривать как одиночный . Несколько близко расположенных молниеотводов образуют многократный молниеотвод . Его зона защиты оп ределяется зонами защит ближайших молниеотводов . При этом принимается , что зона защиты имеет вероятность прорыва как у зоны взятых попарно молниеотводов . Для установки молниеотводов целесообразно использовать все высокие сооружения , расположенные на тер ритории и вблизи подстанции . Поэтому на подстанции "Южная " молниеотводы установим рис . 4.1. на порталах ЛЭП 110 кВ – два молниеотвода высотой 17 м , на углах крыши камер трансформаторов – два высотой 17м и на крыше ЗРУ – два высотой 14м . Эти молниеотводы о б еспечивают многократное экранирование ОРУ и здания ЗРУ подстанции . Проверим зону защиты молниеотвода для самой высокой и уязвимой точки подстанции – середины крыши камер первого и второго трансформаторов . где h 0 вычисляется в зависимости от требуемой ширины зоны защиты : м Видно , что высота молниеотводов превосходит минимально допустимую. 4 .2. Устойчивость работы подстанции в чрезвычайных ситуациях. 4.2.1. Устойчивость . Под устойчивостью работы объекта понимается е го способность выполнять свои функции в установленных объемах и нормах , в условиях воздействия оружия массового поражения и других средств нападения противника , а также приспособленность этого объекта к восстановлению в случае повреждения. Мероприятия по о беспечению устойчивости работы объекта , прежде всего , должны быть направлены на защиту рабочих и служащих от оружия массового поражения и других средств нападения противника ; они тесно связаны с мероприятиями по подготовке и проведению спасательных и неот л ожных аварийно-спасательных работ в очагах поражения . К основным мероприятиям обеспечивающим повышение устойчивости работы объекта относятся [17] : - защита рабочих и служащих от воздействия оружия массового поражения ; - повышение прочности и устойчивости важнейших элементов объекта и совершенствование технологического процесса ; - повышение устойчивости материально-технического снабжения ; - повышение устойчивости управления объектом ; - разработка мероприятий по уменьшению вероятности возникновения вторичны х факторов поражения и ущерба от них ; - подготовка к восстановлению производства после поражения объекта. 4.2.2. Работа подстанции "Южная " в случае получения сигнала воздушная тревога Подстанция 110/10/6 "Южная " является важным объектом электроснабжения . Она снабжает потребителей первой и второй категории . С подстанции "Южная " через центральный распределительный пункт городских электросетей запитана вся центральная часть города , большинство тяговых подстанций городского электротранспорта , важный объект эл е ктроснабжения Станкозавод . Поэтому подстанция должна поддерживаться в рабочем состоянии в любых условиях. Оперативный персонал подстанции специально обучен действиям в случае подачи согнала воздушной тревоги , стихийных бедствий . В числе документов хранящих ся на подстанции обязательно присутствует инструкция по светомаскировке данного объекта. Сигнал воздушной тревоги подается в случае непосредственной угрозы нападения противника . По этому сигналу должны быть приняты меры светомаскировки . Есть определенный перечень предприятий которые , по сигналу воздушной тревоги прекращают технологический процесс работы . К таким объектам и общественные зданиям относятся : - операционные больниц и госпиталей , помещения неотложной помощи , анестезии и реанимации ; - узлы свя зи , городской телеграф , междугородние телефонные станции , городские АТС общего пользования ; - радиостанции , телевизионные центры , центральные и опорные усилительные станции радиотрансляционных сетей ; - районные котельные с паровыми котлами давление более 0,7 кгс /см 2 и водогрейными котлами с теплоносителем температурой более 115 0 С ; - главный и районные водопроводные насосные станции и канализационные насосные станции , не имеющие аварийного выпуска ; - диспетчерские пункты энергосистемы , электросетевых пре дприятий и районов электрических сетей ; - объекты Министерства обороны РФ ; - объекты Министерства гражданской авиации ; - объекты газопровода и нефтепровода "Дружба "; - общественные здания администрации , прокуратуры ; - другие объекты по указанию местно й администрации. Предприятия и промышленные объекты , которые по сигналу воздушной тревоги прекращают технологический процесс работы должны ввести в действие график безаварийной остановки . График безаварийной остановки цеха должен предусматривать : - получе ние сигнала воздушная тревога ; - оповещение ; - остановка и местное выключение станков и оборудования на рабочих местах ; - выключение нагревательных печей , перекрытие подачи газа , снятие напряжения со щитов питания и шинных мостов ; - эвакуация в укрытие ; - другие мероприятия по усмотрению начальника цеха. Мероприятия по светомаскировки по сигналу воздушная тревога в рабочее время производится под руководством начальников служб , отделов , цеха и районных электрических сетей. Получение сигнала воздушная тр евога и передача его в операционную диспетчерскую службу должно занимать не более трех минут. Линии электропередачи и подстанции 220 кВ , 110 кВ , 35 кВ , 6-10 кВ по сигналу должны оставаться под напряжением (в рабочем состоянии ). Световую маскировку населен ных пунктов и объектов народного хозяйства следует осуществлять электрическим , технологическим и механическим способом. Электротехническим способом – отключение (снятие напряжения с ЛЭП наружного освещения ); Технологический – применяется на предприятиях го рячих цехов , коксовых печей , при грануляции шлаков ; Механический – для светомаскировки оконных проемов , лестничных маршей должны применяться следующий устройства : раздвижные и подъемные шторы из тканевых и полимерных материалов , щиты ставни и экран из руло нных и листовых материалов. Наружное освещение на всех объектах предприятия при получении сигнала воздушная тревога должно отключится . Отключение наружного освещения возлагается на дежурный персонал. Диспетчерские пункты , операционный пункт управления подс танций , рабочие кабинеты руководящего и начальствующего состава обеспечивают светомаскировку путем зашторивания оконных проемов и выключения некоторой части осветительных ламп. Выполнение мероприятий по светомаскировке дежурным персоналом не должно превыш ать 5 минут . Ответственный за состояние светомаскировки на предприятии – главный инженер. Ответственные в службах отделах , цехе и районных электрических сетях – их первые руководители. Контроль за состоянием светомаскировки и оказание помощи в проведении мероприятий возлагается на начальника штаба гражданской обороны предприятия. Состояние оборудования светомаскировки и знание обязанностей персонала проводится периодически , но не реже 1 раза в год и их состояние отражается в отчетных документациях по гражд анской обороне. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Перед энергетикой стоят ответственные задачи по рациональному расходованию электрической энергии . Большое значение приобретает внедрение прогрессивных и рациональных решений в области электроснабжения . Это возможно только при правильном расчете режимов электропотребления и выборе элементов системы электроснабжения , линий электропередач , питающих и распределительных сетей . Выбор всех эти элементов производится на основании электрических нагрузок , поэтому верное определение элек т рических нагрузок является решающим фактором при проектировании . На основании электрических нагрузок выбирается место расположение подстанции . Правильное размещение понижающей подстанции позволяет существенно снизить потери электрической энергии . В данной работе проведен анализ работы подстанции «Южная» и произведен выбор электрооборудования необходимого для работы . При выборе числа трансформаторов было оценено два варианта и выбран наилучший по экономическим показателям – вариант установки двух трансформ а торов ТДТН 40000/110. Выбор сечения проводов произведен по экономической плотности тока , но наиболее точные результаты можно получить используя метод экономических интервалов . При выборе электрооборудования рассматривались различные типы оборудования и вы б раны те , которые удовлетворяют как в номинальном , так и в аварийном режимах . Рассмотрен вариант замены маломасляных выключателей вакуумными . Произведено определение надежности электроснабжения данной подстанции и вероятность отказа оборудования . Результат ы вычислений показывают , что существующая схема подстанция "Южная " обладает достаточной надежностью . Среднее время безотказной работы системы составляет 24,3 г . Система имеет коэффициент стационарной готовности равный 0,999968. В экономической части рабо ты рассмотрена вопросы рационального обслуживания и эксплуатации электрооборудования . На примере ремонта трансформатора собственных нужд подстанции был представлен метод сетевого планирования при организации ремонтных работ . Произведено технико-экономиче с кое сравнение двух вариантов установки трансформаторов. Таким образом , в данном курсовом проекте были рассмотрены все основные вопросы эффективной работы подстанции . Полученные знания пригодятся для дальнейшей работы на предприятии . ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫ Х ОБОЗНАЧЕНИЙ ОРУ – открытое распределительное устройство. ЛЭП – линия электропередач. ЦЭН – центр электрических нагрузок. ЦРП – центральный распределительный пункт. РП – распределительный пункт. КТП – комплектная трансформаторная подстанция. РПН – регули ровка под напряжением. ВН – напряжение на высокой стороне. СН – напряжение на средней стороне. НН – напряжение на низкой стороне. ПБВ – переключение без возбуждения. АПВ – автоматическое повторное включение. ОД – отделитель. КЗ – короткое замыкание. ЗРУ – зак рытое распределительное устройство. ЭДС – электродвижущая сила. КРУ – комплектное распределительное устройство. ПЕРЕЧЕНЬ ЧЕРТЕЖЕЙ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА 1 Схема электрических соединений подстанции «Южная» А 1 2. Картограмма активных нагрузок А 1 3. Расчет токо в короткого замыкания А 1 4. Выбор оборудования и результаты расчета надежности А 1 5. Расчет надежности электроснабжения А 1 6. Заземление подстанции "Южная " А 1 7. Молниезащита подстанции "Южная " А 1 8. Сетевое планирование ремонта трансформатора А 1 БИБЛИОГ РАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. / Под ред . С.С . Рокотяна и И.М . Шапиро.– М .: Энергоатомиздат , 1985. – 352 с. 2. Федоров А.А ., Каменева В.В . Основы электроснабжения промышленных предприя тий.– М .: Энергоатомиздат , 1984. – 472с. 3. Крючков И.П , Кувшинский Н . Н ., Неклепаев Б . Н. Электрическая часть электростанций и подстанций : Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования . – М .: Энергия , 1978. – 456 с. 4. Ульянов С.А . Короткие замыкания в электрических системах . – М .: Госэнергоиздат , 1952. – 280 с . 5. Баптиданов Л . Н ., Тарасов В . И . Электрооборудование электрических станций и подстанций.– М .: Госэнергоиздат , 1960. – 408 с. 6. Гук Ю.Б . Основы надежности электроэнергетических уста новок . – Л .: ЛГУ , 1980 – 478 с. 7. Овчаренко А . С ., Рабинович М . Л . Технико-экономическая эффективность систем электроснабжения промышленных предприятий . Киев .: Техника , 1977. – 172 с. 8. Гук Ю.Б . Анализ надежности электроэнергетических установок . – Л .: Эн ергоатомиздат , 1988. – 224 с . 9. Неклепаев Б . Н ., Крючков И . П . Электрическая часть электростанций и подстанций : Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования . – М .: Энергоатомиздат , 1989. – 608 с. 10. Синягин А . Н ., Афанасьев Н . А ., Нови ков С . А . Система планово-предупредительного ремонта оборудования и сетей промышленной энергетики . – М .: Энергоатомиздат , 1984. - 448 с. 11. Рожкова Л . Д ., Козулин В . С . Электрооборудовние станций и подстанций . – М .: Энергоатомиздат , 1987. – 648 с. 12. Доли н П . А . Основы техники безопасности в электроустановках . – М .: Энергия , 1979. – 408 с. 13. Правила устройства электроустановок . – М .: Энергоатомиздат , 1986. – 634 с. 14. Электротехнический справочник . – М .: Энергия , 1964.-758 с . 15. Блок В . М ., Обушев Г . К ., Паперно Л . Б .. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов.– М .: Высш . шк ., 1990. – 383 с. 16. Базукин В . В ., Ларионов В . П . Пинталь Ю . С . Техника высоких напряжений : Изоляция и перенапряжения в элек трических системах . – М .: Энергоатомиздат , 1986. – 464 с. 17. Атаманюк В . Г ., Ширшев А Г ., Акинмов Н . И . Гражданская оборона . – М .: Высш . шк ., 1986. – 207 с.
1Архитектура и строительство
2Астрономия, авиация, космонавтика
 
3Безопасность жизнедеятельности
4Биология
 
5Военная кафедра, гражданская оборона
 
6География, экономическая география
7Геология и геодезия
8Государственное регулирование и налоги
 
9Естествознание
 
10Журналистика
 
11Законодательство и право
12Адвокатура
13Административное право
14Арбитражное процессуальное право
15Банковское право
16Государство и право
17Гражданское право и процесс
18Жилищное право
19Законодательство зарубежных стран
20Земельное право
21Конституционное право
22Конституционное право зарубежных стран
23Международное право
24Муниципальное право
25Налоговое право
26Римское право
27Семейное право
28Таможенное право
29Трудовое право
30Уголовное право и процесс
31Финансовое право
32Хозяйственное право
33Экологическое право
34Юриспруденция
 
35Иностранные языки
36Информатика, информационные технологии
37Базы данных
38Компьютерные сети
39Программирование
40Искусство и культура
41Краеведение
42Культурология
43Музыка
44История
45Биографии
46Историческая личность
47Литература
 
48Маркетинг и реклама
49Математика
50Медицина и здоровье
51Менеджмент
52Антикризисное управление
53Делопроизводство и документооборот
54Логистика
 
55Педагогика
56Политология
57Правоохранительные органы
58Криминалистика и криминология
59Прочее
60Психология
61Юридическая психология
 
62Радиоэлектроника
63Религия
 
64Сельское хозяйство и землепользование
65Социология
66Страхование
 
67Технологии
68Материаловедение
69Машиностроение
70Металлургия
71Транспорт
72Туризм
 
73Физика
74Физкультура и спорт
75Философия
 
76Химия
 
77Экология, охрана природы
78Экономика и финансы
79Анализ хозяйственной деятельности
80Банковское дело и кредитование
81Биржевое дело
82Бухгалтерский учет и аудит
83История экономических учений
84Международные отношения
85Предпринимательство, бизнес, микроэкономика
86Финансы
87Ценные бумаги и фондовый рынок
88Экономика предприятия
89Экономико-математическое моделирование
90Экономическая теория

 Анекдоты - это почти как рефераты, только короткие и смешные Следующий
Быстрее всех эволюционируют сантехники.
Каждый приходящий сантехник умнее предыдущего.
Практически всегда звучит фраза "Что за тупица вам это делал"
Anekdot.ru

Узнайте стоимость курсовой, диплома, реферата на заказ.

Банк рефератов - РефератБанк.ру
© РефератБанк, 2002 - 2016
Рейтинг@Mail.ru