|
Наименование
потребителей
|
Коэффициент
участия в максимуме К1..Кп
|
Расчет.
реактивная нагруз. Qр, кВар
|
Расчет. полная
нагруз. Sр, кВа
|
Расчет.
Активная нагруз. Рр Кп
|
|
Жилые дома с
газом
|
1
|
2261,70
|
861,50
|
2420,2
|
2261,70
|
|
Жилые дома с
ел. пл.
|
0,9
|
756,50
|
248,00
|
796,1
|
680,80
|
|
Общеобразоват.
школы на 800 мест
|
0,3
|
200,00
|
66,00
|
210,6
|
60,00
|
|
Детские садки
на 230 мест
|
0,4
|
103,50
|
20,70
|
105,5
|
41,40
|
|
Детские садки
на 220 мест
|
0,4
|
99,00
|
19,80
|
100,9
|
39,60
|
|
Торгов. ценр
800 м²
|
0,8
|
110,00
|
68,20
|
129,4
|
88,00
|
|
Магазин 500 м²
|
0,8
|
125,00
|
93,75
|
156,2
|
100,00
|
|
Офисный центр
300 м²
|
0,4
|
16,50
|
10,23
|
19,41
|
6,60
|
|
Внешнее
освещение
|
1
|
292,82
|
-
|
292,82
|
292,82
|
|
Рм/р
|
|
|
|
4436,8
|
3656,32
|
Вывод: расчетная активная мощность
микрорайона составит 3656,32 кВт.
1.7
Выбор числа и мощности трансформаторов ТП 10/0,4 кВ в микрорайоне
Трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ выполняются с одним и
двумя понижающими трансформаторами. Однотрансформаторные ТП по требованию
надежности электроснабжения могут применяться как в жилых районах малоэтажной
застройки, так и при наличии многоэтажных зданий. Вместе с тем при наличии
зданий 9 этажей и более может быть экономически обоснованным применение
двухтрансформаторных ТП с трансформаторами мощностью по 400 или 630 кВА.
Анализ и определение экономической
мощности ТП осуществляются при учете технико-экономических показателей не
только ТП, но распределительных сетей напряжением до 1 кВ, питающихся от ТП, и
участка сетей 10 кВ. Основной исходной информацией, определяющей экономическую
мощность ТП, является поверхностная плотность нагрузок, конструктивное
выполнение ТП и линий напряжение до 1 кВ, а также стоимость основного
электрооборудования.
Выбор мощности ТП относится к
технико-экономическим задачам. Повышение мощности приводит к снижению их числа
и соответственно стоимости, но при этом усложняется распределительная сеть
низкого напряжения, и, наоборот, снижение мощности ТП приводит к увеличению их
числа и стоимости, а распределительная сеть низкого напряжения є простоя и
относительно дешевой. Должна существовать оптимальная мощность ТП, что отвечает
минимум годовых приведенных затрат. Годовые приведенные затраты. Что зависят от
мощности ТП, должны включать себестоимость распределительных сетей среднего и
низкого напряжения и стоимости потерь электроэнергии в них, стоимости
электроэнергии в трансформаторах.
Но на предыдущих этапах расчета не все
исходные данные еще известные. Поэтому, учитывая опыт проектирования и
ограничение через разные технические ограничения, мощность трансформаторов для
городских ТП ограничивается, как правило, величинами 400 и 630 кВа.
А учитывая то, что высота застройки в
настоящее время увеличивается и составляет не менее 12 этажей, которое
увеличивает поверхностную плотность нагрузки, целиком обосновано на первых
этапах расчетов принимать ТП 2/630 кВа с коэффициентом загрузки в нормальном
режиме одного трансформатора, равному 0,7.
Количество ТП в микрорайоне определяем по
формуле:
; (1.17)
где К3 - коэффициент загрузки транса в нормальном
режиме, 0,7;тр - номинальная мощность трансформатора, кВа;тр
- количество трансформаторов в ТП;
cos? - коэффициент мощности.
Первый вариант
Расчет трансформаторов мощностью 630 кВа.
Расчет количества ТП в микрорайоне
определяем по формуле (1.17):
Nтп=
=4,5 шт.
Принимаем количество ТП мощностью 630 кВа равное 5 шт.
2.
Использование компьютерно-информационных технологий в управлении собственных
потребностей подстанций магистральных сетей
.1
Цели, назначение и области использования Автоматической Системы
АСС диспетчерского управления подстанцией магистральных сетей
предназначенная для обеспечения эффективности оперативного управления
подстанции и снижение нагрузки на оперативный персонал за счет:
− использование системы телемеханики на ПС;
− создание программно-технического комплекса
АСДУ, что отвечает современным требованиям к системам диспетчерского
управления;
− обеспечение возможности доступа к информации
АСДУ широкого круга пользователей;
− организации информационного взаимодействия с
сопредельными автоматизированными системами и с АСДУ сопредельных предприятий;
− применение высоконадежной аппаратной и программной
базы, использование проверенных схемо-технических решений;
− создание интуитивно-понятного и удобного
интерфейса пользователя;
− обеспечение пользователей системы средствами
разработки, которые обеспечивают модификацию системы собственными силами.
Областью использования АСДУ есть подстанции магистральных
сетей НЕК «Укрэнерго».
2.2
Описание процесса деятельности
.2.1
Классификация операций, выполняемых системой
Все операции, выполняемые АСДУ, можно классифицировать по
назначению - на основные и сервисные, и по степени автоматизации - на
автоматические, автоматизированные и неавтоматизированные.
Основные операции обеспечивают выполнение функций контроля и
оперативно-диспетчерского управления объектами основной электрической сети,
сервисные - настройка, конфигурирование и поддержку системы в рабочем стане.
2.2.2
Состав операций
К основным операциям относятся:
- сбор, достоверизация, обработка оперативных параметров из
систем телемеханики;
хранение собранной информации;
диагностика стана устройств телемеханики и каналов связи;
отображение однолинейных схем телемеханизированных ПС с
учетом стана коммутационных аппаратов относительно схемы нормального режима
сети на экранах Автоматизированного рабочего места;
отображение схем вспомогательных сетей ПС:
сети собственных нужд;
сети постоянного тока;
ведение схемы нормального режима сети (СНР);
ведение суточного сведения;
сигнализация внештатных ситуаций;
работа с оперативными заявками;
планирование режимов;
введение информации из файлов и макетов;
масштабирование планшетов ПС;
быстрая навигация по системе, в т.ч. быстрая навигация к
объекту, на котором состоялось событие;
вычисление расчетных потерь, построение балансов потребления
в разных разрезах;
дорасчет нетелеизмеряемых величин;
ручное введение значений параметров ТС, ТЫ;
автоматизированное, ручное и табличное введение плановых
значений;
обеспечение связи с сопредельными системами.
Процесс отображения информации
Отображение информации (в том числе подготовка печатных
отчетов) осуществляется с помощью предварительно разработанных экранных или
отчетных форм. Для получения информации пользователь должен выбрать
соответствующую экранную форму и задать дополнительные критерии выборки (объект
контроля, период и т.п.), после чего будет сделана автоматическая выборка
информации из базы данных, ее математическая обработка (при необходимости) и
представление в текстовом, табличном или графическом виде, в зависимости от
избранной формы отображения.
Эксплуатация и обслуживания системы должны производиться
специально подготовленным персоналом. Степень и область подготовки персонала
определяются его функциями по пользованию системой.
Пользователи системы должны иметь основные представления по
работе в среде Windows, представление о функциональных возможностях системы,
объекте контроля и принципах работы с системой. Возможности отдельных
пользователей по получению и изменению информации определяются администратором
АСДУ и регламентируются системой идентификации пользователя и парольной
защитой. Для предотвращения несанкционированного доступа к информации круг
пользователей должен быть четко определенный, имена и пароли пользователей
сохраняться в тайне. Не должно допускаться использование того самого имени
разными пользователями.
Администратор должен иметь представления о работе
операционной системы, СУБД и организации работы сетевых приложений, системе
программирования, используемой в MS Office (Visual Basic), технических
характеристик и логической организации счетчиков и системы сбора информации.
Учитывая широкие полномочия администратора по управлению системой, необходимо
строго следить за сохранением в тайне пароля администратора. В распоряжении
администратора должны находиться средства архивного хранения информации
(внешний сетевой сервер, CD-RW и т.г.). Для обеспечения антивирусной защиты
администратор должен установить и регулярно обновлять пакет антивирусных
программ, которые обеспечивают защиту от проникновения вирусов в систему
(например, AVP, и т.п.).
Обслуживание технических средств ОИК (серверы,
автоматизированные рабочие места, сетевое обеспечения) должно осуществляться
службой, которая осуществляет техническое обслуживание парка вычислительной
техники на предприятии.
Обслуживание технических средств: канальные адаптеры, КП
телемеханики должно осуществляться специалистами лаборатории средств
телемеханики службы связи.
.3
Основные технические решения
Структура системы, средства и способы связи для
информационного обмена между компонентами системы
Для выполнения положенных на него функций АСДУ содержит в
себе следующие основные составные части:
комплекс технических средств;
системное программное обеспечение;
прикладное программное обеспечение;
информационное обеспечение;
организационное обеспечение.
Комплекс технических средств имеет сетевую структуру (рис.
2.1).
Рис. 2.1. Структура КТС АСДУ
Для его функционирования создаются сегменты локальной
вычислительной сети (ЛОМ), что соединяются с помощью соответствующего сетевого
обеспечения с существующими сегментами ЛОМ.
В ЛОМ ОИК включенные:
- рабочие станции (АРМ) очередных диспетчеров (очередных
электромонтеров), на которые реализуется АРМ диспетчера;
АРМ руководства, которые предоставляют информацию ОИК для
анализа и принятие решений;
технологические АРМ, предназначенные для обеспечения
нормальной работы ОИК, модификации ПО и информационного наполнения;
принтеры с сетевым интерфейсом;
коммуникационное и активное сетевое оборудование для
объединения узлов ОИК в ЛОМ и соединение сегментов ЛВС между собой.
Для обеспечения надежности и увеличение пропускной
способности сегменты сети ОИК АСДУ должна быть построенная на базе коммутаторов
кабелем «крученая пары» 5-и категории. Серверы и рабочие станции подключены по
FAST - ETHERNET (100 Mbps).
Взаимосвязь АСДУ с сопредельными автоматизированными
системами, обеспечение ее совместимости
АСДУ
построенная с учетом требований, предлагаемых к открытым системам, имеет
стандартные, документированные интерфейсы и обеспечивает возможность
информационного обмена с другими автоматизированными системами, которые
отвечают требованиям, предлагаемым к открытым системам.
С НЭК «Укрэнерго», соседними энергосистемами обмен
информацией производится по каналам телемеханики и по каналам ТКС «Энергия» с
использованием электронной почты. С другими сопредельными энергообъектами обмен
информацией производится по каналам ТКС «Энергия» с использованием электронной
почты.
Информационная
совместимость с сопредельными системами обеспечиваются на основе архитектуры
«клиент-сервер» с использованием протокола TCP/IP и стандарта структурного
языка запросов к базе данных (SQL).
Режимы функционирования, диагностирование работы
системы
АСДУ функционирует в беспрерывном круглосуточном режиме.
Диагностирование функционирования системы проводится на фоне
ее работы средствами системного программного обеспечения и специальных
программных средств АСДУ.
Все важные события, которые происходят при работе комплекса,
в том числе сбои, действия на пользовательских интерфейсах всех рабочих мест
АСДУ автоматически фиксируются в электронном журнале. О важнейших неполадках
система извещает путем выдачи на консольные терминалы специальных сообщений и
звуковых оповещений.
Организационное обеспечение занимает важное значение в структуре
АСДУ. Поскольку АСДУ представляет собой сложную программно-техническую систему,
для его функционирования нужное участие специалистов:
персонала, который обслуживает комплекс технических средств;
системных программистов, ответственных за отладку и работу
операционных систем и сетевого программного обеспечения;
программистов, которые выполняют сопровождение прикладного
программного обеспечения, а также развитие и расширения его функций;
программистов, которые осуществляют администрирование
системы;
операторов, которые круглые сутки поддерживают работу
системы;
инженеров - телемехаников, ответственных за надежную работу
средств сбора информации.
Должностные инструкции, положение по взаимодействию персонала
и количественный состав обслуживающий персонал определен эксплуатирующей
организацией.
Потребительские характеристики системы обеспечиваются
избранными техническими и программными средствами в объеме, достаточному для
поставленных целей. Характеристики технических средств системы приведены в
АЛЭА.466451.207 Г9. Технические средства системы не делают вредного влияния на
окружающую среду.
Состав функций, комплексов задач, реализованных
системой
Автоматизированная
система сбора телемеханической информации обеспечивает выполнение следующих
функций:
- сбор данных телеметрии и передача их на верхний уровень;
ретрансляция данных (межсистемный обмен).
Оперативно-информационный
комплекс (ОІК) обеспечивает выполнение следующих функций:
- организацию первичного сбора данных из всех объектов
контроля;
беспрерывный контроль стана каналов сбора данных;
диагностирование системы и ее перенастройка при изменении
конфигурации;
накопление и хранение информации из каждого контролируемого
параметра, по текущей конфигурации системы;
размежевание доступа к базе данных на основе полномочий
пользователей;
накопление и хранение информации из функционирования АСДУ;
отображение телеинформации и информации из функционирования
АСДУ на дисплее в автоматическом режиме и по запросу оператора;
ограничение доступа к АСДУ на основе системы паролей,
протоколирование доступа и действий оператора по изменению конфигурации АСДУ;
предоставление пользовательского интерфейса для ручного
введения телеинформации;
предоставление пользовательского интерфейса для организации
взаимодействия оператора с системой, в части сбора данных и статистики,
диагностики и конфигурирование АСДУ;
вывод информации на печатающее устройство по запросу
оператора.
Подробное
описание функций приведено в документах АЛЭА.466451.207 Г3 и АЛЭА.466451.207
ПА.
Комплекс технических средств
ПЭВМ АРМ
ПЭВМ АРМ диспетчера предназначенная для выполнения основных
функций ОИК, связанных с контролем и управлением энергосистемой.
ПЭВМ АРМ руководства предназначенная для отображения данных
ОИК с целью осуществления информационной поддержки принятия решений.
ПЭВМ технологических АРМ предназначенные для обеспечения
функционирования комплекса ОИК и АССТИ.
Контролируемый пункт телемеханики
Универсальный контролируемый пункт «Корунд-М» є программно
управляемым устройством телемеханики и предназначенный для применения в
оперативно информационных комплексах и автоматизированных системах
диспетчерского контроля и управления.
УКП «Корунд-М» осуществляет в автоматическом режиме прием
данных о стане объектов контроля, измерение параметров энергии, обработку и хранение
полученной информации, управление исполнительными механизмами и передачу
собранной информации (по разным каналам связи) на вышестоящие уровне (ПУ, ЦППС,
ОІК).
УКП «Корунд-М» предназначенный для установки на следующих
объектах:
предприятий потребителей энергии
энергоснабжающих предприятий;
энерготранспортирующих предприятий;
энергогенерирующих предприятий.
Функциональные возможности УКП «Корунд-М»
УКП «Корунд-М» обеспечивает:
сбор информации поступающий от двух и много позиционных
дискретных датчиков (телесигнализации - ТС) типа «сухой контакт», электронный
ключ, датчик Холла;
подавление «дребезга» контактов датчиков ТС;
индивидуальную гальваническую развязку линий связи с
датчиками ТС от входных цепей УКП;
измерение электрических параметров присоединений поступающих
от измерительных преобразователей с нормированными токовыми выходами (текущих
телеизмерений - ТИТ);
цифровую фильтрацию значений ТИТ от гармоник частоты
питательной сети;
групповую гальваническую развязку линий связи датчиков ТИТ от
процесса;
сбор информации поступающих от интеллектуальных измерительных
преобразователей (текущих телеизмерений - ТИТ);
цифровую фильтрацию значений от гармоник частоты питательной
сети;
индивидуальную гальваническую развязку линий связи с
интеллектуальными преобразователями от УКП;
измерение электрических параметров поступающих от
измерительных преобразователей или счетчиков энергии с импульсными
телеметрическими выходами (интегральных телеизмерений ТИИ;
подавлением «дребезга» контактов датчиков ТИИ;
индивидуальную гальваническую развязку линий связи
измерительных преобразователей с импульсными телеметрическими выходами от
входных цепей УКП;
прием и выдача команд телеуправления (ТК) на двух и
многопозиционных исполнительных механизмов (с контролем правильности выполнения);
прием и выдача команд телерегулирования (ТР) на
исполнительные механизмы;
индивидуальную гальваническую развязку линий связи с блоком
промежуточных реле от входных / исходных цепей УКП;
привязка собранных данных о событиях на объекте к меткам времени;
синхронизацию внутренних часов по сигналам единого времени от
устройств верхнего уровня, поддержка очереди событий с буферизацией данных;
передачу телеинформации по разным каналам связи
(Вч-Уплотненные, физические, что коммутируются телефонные линии ТЧ, радиоканал,
цифровые каналы связи) в разных направлениях и с разными протоколами связи;
передачу телеинформации в циклическому / спорадическом режиме
работы или по вызову из вышестоящего уровня
передачу информации одновременно по нескольким направлениям -
через телемеханические каналы, асинхронные порты или Ethernet;
контроль обмена данными по каналам связи, при наличии
резервного канала обеспечения автоматического перехода на него;
ретрансляцию информации из протоколов МЭК 870-5-101/104 от
других источников (КП телемеханики, пристроил РЗА, УСПД) с интерфейсом RS-485;
возможность изъятой диагностики и настройку УКП, а также
загрузка встроенного программного обеспечения «Корунд-М» из верхнего уровня
через асинхронный последовательный порт или Ethernet;
автоматическое тестирование и диагностика УКП, датчиков,
каналообразующего обеспечения, каналов связи, ведение журнала событий УКП;
сохранение телеинформации при нарушении связи или
исчезновении питания;
вывод сигнализации о трудоспособности на внешние световые
индикаторы.
Состав УКП» Корунд-М»
УКП «Корунд-М» АЛЭА.426485.001 состоит из базового блока
АЛЭА.426459.001 и модулей расширения (функциональных модулей). Базовый блок УКП
«Корунд-М» включает шкаф с каркасом для установки
функциональных модулей, клемники для подключения линий связи
с датчиками и систему электропитания. Каркас для установки функциональных
модулей содержит 10 посадочных мест. Каждое посадочное место в каркасе содержит
в шкафу «свой» клеммник для подключения к УКП датчиков, преобразователей или
каналов связи.
Если количество модулей необходимых для объекта превышает 10,
УКП может каскадироваться, путем соединения со вторым базовым блоком. Во втором
базовом блоке процессорный модуль не устанавливается.
Установка модулей в базовом блоке произвольная, за
исключением процессорного модуля, который устанавливается на первое место в
каркасе.
УКП изготовляется в выполнении В4 для отопительных помещений
и С1 для не отопительных.
3.
Расчет экономических показателей работы спроектированной схемы электроснабжения
Рассмотренная схема электроснабжения района города должна
быть перечислена по ряду экономических показателей, к которым относят удельные
стоимостные и натуральные показатели, производительность работы обслуживающего
персонала, коэффициенты использования мощностей, срок окупаемости и др.
Для определения указанных удельных показателей сделанный ряд
промежуточных расчетов, главными с который есть:
расчет суммы капитальных вложений в основные производственные
фонды;
суммы условных единиц схемы электроснабжения;
– расчет годовой величины эксплуатационных расходов.
3.1
Определение суммы капитальных вложений
Капитальные вложения у создание (приобретение) основных
фондов энергетических объектов являются одновременными расходами. Их сумма
определена на основе сметно-финансового расчета. Как правило, сведенная смета
есть основная для планирования строительства энергообъекта и его
финансирование. Он содержит в себе расхода на оборудование, строительные,
монтажные и другие работы, полный объем которых определяется согласно данным
проекта на основе действующих договорных цен на строительные и монтажные
работы, тарифов на перевозку и другие расходы.
В учебных целях в магистерской работе такую смету
представленно довольно упрощенной формой. Общая сумма капитальных расходов по
конкретному проекту определена как сумма произведений укрупненной стоимости
каждого элемента сети на их количество. В перечень элементов сети включенные
все элементы, которые входят в проектированную схему электроснабжения.
Расчет капитальных расходов заносим в таблице 3.1. В этой же
таблице сделанный расчет общей суммы условных единиц объекта проектирования.
Таблица 3.1 - Расчет капитальных вложений и суммы условных
единиц
|
№ п/п
|
Элементы схемы
электроснабжения
|
Ед. измерения
|
Кол-во от. измерения
|
Сумма кап.
расходов тыс. руб.
|
|
|
|
|
|
|
1.
|
Оборудование
КТП 6-10/0,4 кВ открытой установки
|
подст
|
4
|
500
|
|
ВНРп 10/
630-103 по3В3
|
Одн.
|
6
|
30
|
|
ПН 2-400/250
|
Одн.
|
51
|
0,918
|
|
2.
|
КЛ 10 кВ с
алюм. обол. в земле:
|
|
2,408
|
72,601
|
|
50мм²
|
км.
|
|
|
|
95 мм²
|
км.
|
0,765
|
38,028
|
|
120 мм²
|
|
1,280
|
74,329
|
|
185 мм²
|
|
1,000
|
88,660
|
|
3.
|
КЛ 0,4 кВ:
|
|
2,420
|
72,960
|
|
50 мм²
|
км.
|
|
|
|
70 мм²
|
км.
|
1,600
|
61,472
|
|
95 мм²
|
км.
|
2,120
|
105,385
|
|
120 мм²
|
км.
|
4,600
|
267,122
|
|
150 мм²
|
км.
|
9,200
|
445,28
|
|
185 мм²
|
км.
|
2,800
|
248,248
|
|
4.
|
Всего
|
-
|
28,193
|
2006,3
|
За условную единицу (УО) принимается средняя по Минэнерго
России трудоемкость ремонтно-эксплуатационного обслуживания основного и
вспомогательного оборудования, передаточных устройств, а так же трудозатрат
служб, отделов, мастерских и аппарата управления; содержанием условной единицы
(эталон) есть трудоемкость ремонтно-эксплуатационного обслуживания 1 км
одноцепной линии электропередачи на металлических или железобетонных
сопротивлениях, напряжением 110 кВ. Конкретная величина УО колеблется в пределах
40-50 норм-часы в зависимости от величины эффективного фонда времени работы
персонала. Эффективный фонд времени, в свою очередь, определяется балансом
рабочего времени одного производственного рабочего.
.2
Определение годовых эксплуатационных расходов по передаче электроэнергии
Расчет
расходов по передаче электроэнергии проведен по относительно узкому кругу
расходов, так как для более полного расчета учебных исходных данных
недостаточно.
Состав
и содержание годовых эксплуатационных расходов главным образом определяется
составом и содержанием ремонтно-эксплуатационного обслуживания сети на
протяжении года.
Условно все работы по поддержке системы электроснабжения в
рабочем состоянии можно разделить на две группы:
- эксплуатационные;
ремонтные.
В состав эксплуатационных работ входят:
- ревизия и обзоры электрических линий и подстанций в объемах
и в сроки, предусмотренные Правилами технической эксплуатации;
текущий ремонт и внеочередной ремонт оборудования, домов и
электрических устройств;
отход за оборудованием, электрическими устройствами, домами,
и сооружением;
контроль знаний и повышение квалификации эксплуатационного
персонала.
Эти работы оставляют 80-85% всех работ.
В состав ремонтных работ включенный в основному капитальный
ремонт электрических линий, подстанций, домов и сооружений, которые входят в
комплекс электрических сетей. Эти работы составляют 15-20% всех работ, а
ежегодная стоимость капитальных ремонтов составляет 2-3% стоимости основных
фондов.
Годовые эксплуатационные расходы ЕЗГ в общем виде
определяют по формуле:
ЕЗГ = М + АВЗР + ФОПЕКР
+ НСЗ + ТЗП + РВ.Н. + УВ, (3.1)
где М - стоимость разных материалов, связанных с
эксплуатацией и ремонтом; АВЗР - общие годовые
амортизационные отчисления на восстановление и капитальный ремонт; ФОПЕКР
- фонд оплаты труда эксплуатационного персонала, НСЗ - начисление на
ФОП по социальным мероприятиям; ТЗВ - транспортно-заготовительные расходы; РВ.Н.
- стоимость электроэнергии на собственные нужды; УВ - управленческие расходы.
Расчет годовых эксплуатационно-ремонтных работ следует вести
в калькуляционном разрезе. Статьи расходов должны отображать направление
расходов.
.2.1
Расчет учетной численности эксплуатационно-ремонтного персонала
Промышленно-производственный персонал спроектированной
системы в силу специфики процессов электроснабжения представляет собой
эксплуатационный и ремонтный персонал (в дальнейшем именованный
эксплуатационно-ремонтний). Его общая среднегодовая численность в зависимости
от выполняемых функций делится по категориям:
- рабочие - основные, вспомогательные и обслуживающие;
служащие - управленческий персонал, инженерно-технические
работники и другие специалисты.
Расчет общей годовой численности обслуживающего персонала
сети ЧСПППП выполняется на основании суммы условных
единиц УО по проекту и штатному коэффициенту КШТ, что представляет
собой явочную численность ППП, что приходится на 100 условных единиц.
Чсп ппп = (Кшт·
)·Кпер, (3.2)
Чяв ппп = Кшт·,· (3.3)
где Кпер - коэффициент переведения явочной
численности в учетную
Таблица 3.2 - Расчет годовых расходов на
эксплуатационно-ремонтное обслуживание сети электроснабжения
|
№ г.г.
|
Статьи расходов
|
Условные
обозначения
|
Сумма расходов,
тыс. руб.
|
|
1.
|
Фонд оплаты
труда Експл. рем.персонала-всего:
|
ФОПЕКР
|
313,46
|
|
в т.ч. 1.1.
Фонд основной заработной платы
|
ФЗПосн
|
162,1
|
|
1.2. Фонд
дополнительной зарплаты
|
ФЗПдоп
|
103,9
|
|
1.3. Оплата
всех видов отпусков
|
ФЗПотп
|
47,41
|
|
2.
|
Отчисление на
социальные мероприятия - всего:
|
НС.З
|
117,5
|
|
3.
|
Амортизационные
отчисления на восстановление
|
АВРВ
|
91,91
|
|
4.
|
Амортизационные
отчисления на кап. ремонт и модернизацию
|
АВРК.Г.
|
23,87
|
|
5.
|
Основные и
вспомогательные материалы на все виды ремонтов и содержание оборудования
|
М
|
104,72
|
|
6.
|
Транспортно-заготовительные
расходы по материалам
|
ТЗВ
|
9,661
|
|
7.
|
Электроэнергия
и другие энергоносители на собственные нужды
|
РВ.Н.
|
2,7105
|
|
8.
|
Управленческие
расходы
|
РУ
|
90,37
|
ВМЕСТЕ
|
ЕЗР
|
1066,7
|
Чсп ппп = (2,63´616/100)´1,1783=19 чел.
Чяв ппп =2,63´616/100=16 чел.
В условиях России Минэнерго рекомендует в расчетах принимать
средний штатный полный коэффициент 2,63 чел./100 УО.
Процент неявок определен в результате расчета баланса
рабочего времени одного работающего.
Таблица 3.3 - Баланс рабочего времени одного работающего.
|
№ п/п
|
Элементы фонда
времени
|
Расчетная
величина
|
|
1.
|
Число
календарных дней в годе
|
365
|
|
2.
|
Число нерабочих
дней - всего
|
114
|
|
в т.ч. 2.1.
Исходных
|
104
|
|
2.2.
Праздничных
|
10
|
|
3.
|
1.1.1.1.1.1.1
Количество часов в смену
|
7
|
|
4.
|
Номинальный
(режимный) фонд рабочего времени Фн
|
|
|
4.1. Дней
|
251
|
|
4.2. Часов
|
2008
|
|
5.
|
Невыходы на
работу полнодневные
|
|
|
5.1. Дней
|
42
|
|
5.1.1. Тарифный
отпуск
|
24
|
|
5.1.2. Учебный
отпуск
|
4
|
|
5.1.3. По
болезни
|
6
|
|
5.1.4. В связи
с родами
|
6
|
|
5.1.5.
Выполнение государственных и общественных обязанностей
|
1
|
|
5.1.6. Другие
невыходы по вине администрации
|
1
|
|
5.1.7.
Дополнительный отпуск
|
1
|
|
5.2. Часов
|
336
|
|
6.
|
Внутрисменные
потери времени в часах - всего
|
22
|
|
в т.ч. 6.1.
Сокращенные предпраздничные дни
|
10
|
|
6.2.
Сокращенный день для подростков
|
8
|
|
6.3. Другие
внутрисменные простои
|
4
|
|
7.
|
Общее
количество часов невыходов на работу
|
358
|
|
8.
|
Эффективный
фонд рабочего времени - часов
|
1650
|
Коэффициент переведения явочной численности в учетную
определенный в зависимости от запланированного процента неявок Lн
работающих, обусловленных законодательством:
Кпер = 1 + Lн, (3.4)
Кпер = 1 + 0,1783 = 1,1783
Определив по формуле (3.2) учетную численность всех
работающих, распределим ее по категориям, использую сформированные для
электросетей соотношения между категориями. Функции работающих определяют
структуру по категориям. В таблице 3.4 данные рекомендации из такой структуры,
и установлено количество работающих с отклонениями от нормальных условий работы
и профессии, которые соединяются
Таблица 3.4-распределение общей численности
эксплуатационно-ремонтного персонала
|
Функции
|
Категории
|
Соотношение, %
|
Распределение
численности
|
|
|
Рекомендуемые
|
избранные
|
учетная
|
явочная
|
|
Эксплуатацоонно-ремонтный
персонал
|
Производственные
рабочие: основные
|
50-55
|
53
|
10
|
8
|
|
вспомогательные
|
22-25
|
22
|
4
|
3
|
|
специалисты
(ИТР)
|
10-12
|
11
|
2
|
2
|
|
Управленческий
Персонал
|
Руководители
|
2-4
|
4
|
1
|
1
|
|
Специалисты
|
5-7
|
5
|
1
|
1
|
|
Служащие
|
3-6
|
5
|
1
|
1
|
|
ВМЕСТЕ
|
-
|
100
|
19
|
16
|
3.2.2
Определение фонда оплаты труда работающих
Годовой фонд оплаты труда работающих определен по отдельным
категориям (табл. 3.5) работающих и по элементам фонда: основная,
дополнительная заработная плата и оплата всех невыходов на работу,
обусловленных законодательством.
Основной формой оплаты труда работающих в системе
электроснабжения есть почасовая и ее разновидности. В дипломной работе для
расчетов примененная повременно-премиальная система.
Основная заработная плата - это оплата по установленному
месячному тарифу (ставке) с учетом среднего тарифного коэффициента для рабочих
и категории для служащих.
ФЗПзагР = МТС·× ЧiЯВ·× 12, (3.5)
ФЗПзагР = 850´8´12 = 76800 руб.
где МТС - месячная тарифная ставка одного работающего; ЧІЯВ
- явочная численность i-ой категории работающих; 12 - количество календарных
месяцев в годе.
Результаты расчета сведены в табл. 3.5.
Дополнительная заработная плата представляет собой разные
доплаты к тарифной части, предусмотренным трудовым законодательством:
надбавка при условии работы;
за соединение профессий;
премия согласно условиям и шкале премирования.
Фонд дополнительной заработной платы определенная как сумма
составляющих доплаты с учетом категорий работающих:
ФЗПдоДР = [(МТСІ·i·a)·Чiяв
+ (МПi·q·в) Чiяв + (МТС g)·Чiяв]·12, (3.6)
ФЗПдоДР = ((850´0,2´0,12) 8 + (850´0,3´0,3) 8+ (850´0,5) 8)´12 = 50102,4 руб.
где МТСi - месячная тарифная ставка; i - удельный
вес работы с отклонением от нормальных условий работы в годовом фонде времени;
q - то же по соединению профессий; а и в-процент доплат за отклонение от
нормальных условий работы и соединение профессий, соответственно; g - процент премии по
условиям премирования.
Фонд дополнительной заработной платы содержит в себе так же
оплату всех невыходов на работу, предусмотренных законодательством (ФЗПВІДпР).
В наших расчетах эту часть фонда мы выделяем в отдельную составляющую.
ФЗПВІДпР = (ФЗПРЗАГ
+ ФЗПРдоД)·Lн, (3.7)
ФЗПВІДпР = (76800 + 76800)´0,1783 = 22626,7 руб.
Годовой фонд оплаты труда представляет сумму всех
составляющих:
ФОПР = ФЗПРзаг + ФЗПРдоД
+ ФЗПРВІДп, (3.8)
ФОПР =76800 +76800 +22626,7 = 149529,1 тыс. руб.
Расчет по формулам 3.5 - 3.8 делаем по всем категориям
работающих.
Все результаты, полученные из расчета заработной платы,
занесенные в таблицу 3.5.
Статья 2 - отчисление на социальные мероприятия определенный
как произведение годового фонда оплаты труда на установлен на данный момент
норматив отчислений:
Вс.З. = ФОПЕкР·× ф, (3.9)
Вс.З. = 313,46´0,375 = 117,5 тыс. руб.
По состоянию на 01.01.99 г. данный норматив составлял 37,5%,
в том числе в пенсионный фонд - 32%, социальное страхование - 4,0%, в фонд
занятости населения - 1,5%.
4.
Безопасность жизнедеятельности
В настоящем разделе будут рассмотрены меры безопасности при
эксплуатации электрооборудования подстанции напряжением 110/10 кВ. Подстанция
напряжением 110/10 кВ является объектом повышенной опасности поражения
электрическим током. Для обеспечения электробезопасности обслуживающего
персонала на подстанциях применяются следующие меры:
) устройство защитного заземления;
) выравнивание потенциалов;
) устройство защиты от атмосферных перенапряжений
(молниезащита);
) контроль изоляции электрооборудования;
) ограждение токоведущих частей или расположение их на
высоте, недоступной для случайного прикосновения;
) блокировки безопасности;
) методы ориентации в электроустановках;
) применение электрозащитных средств при производстве работ в
электроустановках;
) выполнение организационных и технических мероприятий,
обеспечивающих безопасность производства работ в электроустановках.
Вкратце рассмотрим основные меры по обеспечению
электробезопасности на подстанциях.
Для контроля состояния изоляции электрооборудования применяют
устройства, обеспечивающие постоянный контроль за состоянием изоляции. Кроме
того, в сроки, устанавливаемые ПТЭ и местной системой планово-предупредительных
ремонтов (ППР), производятся испытания изоляции повышенным напряжением и замеры
ее сопротивления.
Территория подстанции ограждается сетчатым забором высотой 2
м, с размером ячейки не более 25х25 мм. Токоведущие части открытого
распределительного устройства (ОРУ) напряжением 110/10 кВ, находящиеся на
открытом воздухе, расположены на высоте 3,6 м, что обеспечивает безопасность
производства осмотров и обслуживания электрооборудования в порядке текущей
эксплуатации. Токоведущие части напряжением 10 кВ находятся в закрытом
распределительном устройстве (ЗРУ-10 кВ) на высоте 2,5 м от пола, что
обеспечивает их недоступность от случайного прикосновения. Ширина коридора
обслуживания составляет 2 м. ЗРУ-10 кВ комплектуется шкафами КРУ (комплектными
распределительными устройствами), конструкция которых исключает возможность
доступа к токоведущим частям во время нормального режима работы.
Электромагнитные и механические блокировки, применяемые на
подстанции, предусмотрены для исключения возможности:
включения разъединителей на заземляющие ножи;
включения заземляющих ножей на ошиновку, не отделенную
разъединителями от ошиновки, находящейся под напряжением;
отключения и включения разъединителями тока нагрузки;
проникновения обслуживающего персонала в части электроустановки,
находящиеся под напряжением.
Методы ориентации позволяют лицам из числа обслуживающего
персонала четко ориентироваться в электроустановках при выполнении работ и
предостерегают их от ошибочных действий. Ориентация в электроустановках подстанции
обеспечивается:
·
маркировкой
частей электрооборудования;
·
предупредительными
сигналами, надписями и плакатами;
·
предупреждающими
знаками безопасности, которые наносятся на корпуса электрооборудования, двери
шкафов КРУ и опоры;
·
расположением
и окраской неизолированных частей;
·
световой
сигнализацией.
Для обеспечения безопасности при производстве работ в
электроустановках подстанции необходимо применять электрозащитные средства.
Нормы комплектования электроустановок электрозащитными средствами приведены в
табл. 4.1.
Таблица 4.1. Нормы комплектования подстанции электрозащитными
средствами
|
Средства защиты
|
Напряжение
электрооборудования
|
|
110 кВ
|
10кВ
|
|
Тип
|
Кол-во
|
Тип
|
Кол-во
|
|
Оперативная
штанга
|
ШОУ-110
|
2 шт.
|
ШО-10У1
|
2 шт.
|
|
Изолирующая
штанга
|
ШИ-110-У1
|
2 шт.
|
|
|
|
Изолирующие
клещи
|
|
|
|
2 шт.
|
|
Указатель
напряжения
|
УВН-90
|
2 шт.
|
УВН-10
|
2 шт.
|
|
Защитные очки
|
|
2 шт.
|
|
2 шт.
|
|
Диэлектрические
перчатки
|
|
2 пары
|
|
2 пары
|
|
Диэлектрические
боты
|
|
2 пары
|
|
2 пары
|
|
Переносное
заземление
|
ШЗП-110
|
2 компл.
|
ШЗП-10У4
|
2 шт.
|
|
Шланговый
противогаз
|
ПШ-1
|
2 шт.
|
ПШ-1
|
2 шт.
|
|
Временные
ограждения
|
|
2 шт.
|
|
2 шт.
|
|
Плакаты
безопасности
|
5 комплектов
|
Безопасность производства работ в электроустановках
достигается выполнением организационных и технических мероприятий. К
организационным мероприятиям относятся:
утверждение перечней работ, выполняемых по нарядам,
распоряжениям и в порядке текущей эксплуатации;
назначение лиц, ответственных за безопасное ведение работ;
оформление работ нарядом, распоряжением или утверждением
перечня работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;
подготовка рабочих мест;
допуск к работам;
надзор во время ведения работ;
перевод на другое рабочее место;
оформление перерывов в работе и ее окончание.
Техническими мероприятиями являются:
снятие напряжения с места работы и принятие мер,
препятствующих ошибочному или самопроизвольному включению коммутационной
аппаратуры;
вывешивание запрещающих плакатов на приводах и ключах
управления коммутационной аппаратурой;
проверка отсутствия напряжения;
установка заземлений;
ограждение рабочих мест, оставшегося под напряжением
оборудования, вывешивание плакатов безопасности.
4.1
Охрана труда и техника безопасности при эксплуатации воздушных линий
электропередач 0,4 кВ
Применяемые в ВЛИ электрооборудование и материалы должны
соответствовать требоаниям ГОСТ или технических условий, утвержденных в
установленном порядке и иметь подтверждающие документы (сертификаты
соответствия, протоколы испытаний согласно ТУ и т.д., или «Техническое
свидетельство» на применение энергетического оборудования, конструкций и
материалов на предприятиях Белорусского энергетического концерна, выданных
соответствующими органами согласно приказа №136 от 09.12.99 г.
Провода и арматура ВЛИ по своим нормированным,
гарантированным и расчетным характеристикам должны соответствовать условиям
работы электроустановки.
ВЛИ должны быть стойкими в отношении воздействия окружающей
среды и защищены от внешнего воздействия (металлические конструкции, бандажи и
т.п. на опорах ВЛИ должны быть защищены от коррозии).
Механический расчет проводов ВЛИ должен производится по
методу допускаемых напряжений на несущий провод, а расчет арматуры по методу
разрушающих нагрузок.
Расчет опор и фундаментов ВЛИ производится по методу
расчетных состояний в соответствии со СНиП 2.01.07-85.
ВЛИ должны размещаются так, чтобы опоры не загораживали
входов в здания и въездов во дворы и не затрудняли движения транспорта и
пешеходов. В местах, где имеется опасность наезда транспорта (у въездов во
дворы, вблизи съездов с дорог, при пересечении дорог и т.п.), опоры должны быть
защищены от наезда (отбойными тумбами или другими сооружениями).
На опорах ВЛИ на высоте 2,5-3 метра от земли должны быть
установлены (нанесены): порядковый номер и год установки опоры; плакаты, на
которых указаны расстояния от опоры ВЛИ до кабельной линии связи (на опорах,
установленных на расстоянии менее половины высоты опоры ВЛИ до кабелей связи).
Кабельные вставки во ВЛИ и кабельные ответвления от ВЛИ
должны выполнятся с требованиями главы 2.3. ПУЭ.
Защиту ВЛИ следует выполнять в соответствии с требованиями
главы 3.1. ПУЭ. При этом должна быть предусмотрена защита от перегрузки.
Область применения ВЛИ не ограничивается и определяется
технико-экономическими расчетами с учетом повышенной надежности.
Нормы испытаний ВЛИ должны соответствовать «Инструкции по
эксплуатации воздушных линий 0,38 кВ с изолированными проводами», Мн., 1996 г.
и «Нормам и объемам испытаний электрооборудования Белорусской энергосистемы»,
Мн., 1999 г.
На ВЛИ должны применятся изолированные фазные провода и, если
необходимо, изолированный фазный провод уличного освещения, скрученные в жгут
относительно изолированного или неизолированного несущего нулевого провода.
Ответвления к вводу, а также линейные ответвления по дополнительным
(подставным) опорам, допускается выполнять изолированными, скрученными в жгут
проводами без несущего провода.
Конструктивное выполнение СИП магистрали и линейных
ответвлений:
токопроводящие фазные жилы и жила уличного освещения СИП
должны быть, как правило, многопроводными из алюминия или алюминиевого сплава;
допускается применение однопроволочной алюминиевой жилы
сечением 10 и 16 мм² для изготовления провода
для ответвления к вводам;
несущая нулевая жила должна быть выполнена из
сталеалюминиевого провода или многопроволочного провода из термоупрочненного
алюминиевого сплава;
токопроводящие фазные провода и провод уличного освещения в
СИП должны иметь изоляцию из трудностареемого светостабилизированного
синтетического материала, как правило, сшитого полиэтилена, допускается в
качестве изоляции применение термопластичного светостабилизированного
полиэтилена;
несущий нулевой провод может быть как неизолированным, так и
иметь изоляцию аналогичную фазным проводам.
Изоляция СИП должна быть:
атмосферостойкой, обеспечивать работоспособность проводов при
допустимом длительном токе и интенсивной солнечной радиации;
стойкой к ультрафиолетовому излучению и воздействию озона;
стойкой к водопоглащению;
устойчива к териоиеханическим нагрузкам и «старению».
Нижнее предельное отклонение от номинальной толщины изоляции
должно быть не более (0,1+0,1d) мм, где d - номинальная толщина изоляции, указанная заводом -
изготовителем провода.
Изолированные провода должны иметь маркировку. Рекомендуется
на ответвлениях к вводам выполнять маркировку только нулевого изолированного
провода.
Допускается применение конструкций СИП, отличных от указанных
выше.
СИП не должны распространять горение.
На ВЛИ все виды механических нагрузок и воздействий на СИП
должны восприниматься нулевым проводом.
На двухпроводных линейных ответвлениях и ответвлениях к
вводу, выполняемых изолированными проводами, скрученными в жгут без несущего
провода, механические нагрузки и воздействия воспринимаются каждым проводом
жгута.
Механический расчет СИП должен производится для следующих
сочетаний климатических условий:
наибольшая внешняя нагрузка от гололеда и ветра;
низшая температура и отсутствие внешних нагрузок;
среднегодовая температура (t=+5С для Республики
Беларусь) и отсутствии внешних нагрузок.
По условиям механической прочности следует применять СИП с
сечением несущего провода не менее:
на магистралях 35 мм², допускается на
магистралях и линейных ответвлениях в I иII районах по гололеду - 25 мм²;
на ответвлениях к вводам - 16 мм².
Линейные ответвления по дополнительным (подставным) опорам и
ответвления к вводу допускается выполнять скрученными в жгут изолированными
проводами сечением не менее 2*10 мм².
Допускается в обоснованных случаях на двухпроводных
ответвлениях к вводам применять изолированный провод сечением 10 мм².
Длина пролетов должна определятся расчетом, в зависимости от
прочности опор габаритов подвески проводов на опоре и на вводе, количестве и
сечения жил, а также климатических условий.
Длина пролета ответвления к вводу должна быть не более 25 м.
В механических расчетах следует исходить из физико -
механических характеристик СИП конкретного исполнения.
СИП ВЛИ должны удовлетворять требованиям в отношении
предельно допустимого нагрева с учетом не только нормальных, но и
послеаварийных режимов, а также режимов в период ремонта и возможных
неравномерностей распределения токов между линиями (режимов перегрузки).
Выбор сечения токопроводящих жил СИП по длительно допустимому
току следует выполнять применительно к техническим характеристикам СИП
конкретного типоисполнения.
Фазные провода магистрали ВЛИ должны иметь сечение не менее
35 мм².
Допускается применение фазных проводов на магистрали ВЛИ
сечением 35 мм² для электроснабжения потребителей
электроэнергии, не имеющих перспективного развития.
Рекомендуется прокладку проводов и монтаж СИП производить при
температуре окружающего воздуха не ниже минус 10С. Допускается в обоснованных
случаях вести строительство ВЛИ при более низкой температуре.
Поддерживающий зажим должен иметь защитный корпус,
препятствующий повреждению (истиранию) изоляции фазных проводов ВЛИ.
Защитный корпус должен изготавливаться из атмосферостойкого
изоляционного материала, как правило, пластмассы, устойчивой к воздействию
солнечной радиации и иметь в нижней части отверстия для стока водяного
конденсата.
Натяжной зажим должен быть, как правило, металлический,
крепление несущего нулевого провода в зажиме должно быть одинарным, корпус
зажима следует изготавливать из атмосферостойкого изоляционного материала,
устойчивого к воздействию солнечной радиации.
Сечение изолированных проводов в зажиме должно быть
одинаковым.
Поддерживающие и натяжные зажимы должны иметь прочную заделку
проводов. Коэффициент запаса прочности сцепной, поддерживающей и натяжной
металлической арматуры в нормальном режиме должен быть не менее 2.
Соединение несущего нулевого провода ВЛИ в пролете должно
осуществляться с помощью специальных соединительных зажимов. Зажим для
соединения изолированного несущего нулевого провода должен иметь
атмосферостойкое изолирующее покрытие или защитную изолирующую оболочку,
устойчивые к воздействию солнечной радиации.
Допускается в шлейфах опор анкерного типа соединение
неизолированного несущего нулевого провода выполнять с помощью планшетного
зажима.
Соединительные зажимы несущего нулевого провода должны иметь
механическую прочность не менее 90% прочности провода (за исключением
плашечного зажима).
Соединение фазных проводов и фонарного провода в пролете
должно выполнятся с помощью специальных, как правило, прессуемых соединительных
зажимов. Сечение жил соединяемых проводов должно быть одинаковым.
Соединительные зажимы для фазных и фонарного проводов должны
быть покрыты изолирующим материалом или иметь защитную оболочку с
диэлектрическими характеристиками, не уступающими изоляции проводов. Материал
должен быть атмосферостоек и устойчив к воздействию солнечной радиации.
Рекомендуется в анкерном пролете ВЛИ выполнять не более
одного соединения СИП.
Соединение проводов ВЛИ в пролете ответвления к вводу в
здания и сооружения не допускается.
Расстояние от соединительных зажимов до поддерживающей
арматуры, как правило, должно быть не менее 2 м.
Соединение проводов ответвления от ВЛИ к вводу с проводами
ввода следует выполнять с помощью соединительных зажимов ввода, имеющих
защитный изолирующий корпус или защитную изолирующую оболочку, а соединение
заземляющих проводников - с помощью заземляющих и плашечных зажимов.
Контактная арматура, как правило, изготавливается из
коррозионностойких алюминиевых сплавов и должна иметь защитный изолирующий
корпус (футляр) или изолирующее покрытие.
Защитный корпус или изолирующее покрытие должны
изготавливаться из атмосферостойкого изоляционного материала, устойчивого к
воздействию солнечной радиации. Защитный корпус должен иметь в нижней части
отверстия для стока водяного конденсата.
Контактная арматура должна обеспечивать качество
электрического контакта, соответствующее требованиям ГОСТ 10434-82, относящимся
к первому классу соединений.
Ответвлительные зажимы, предназначенные для выполнения
присоединений из разных металлов, должны иметь соответствующую переходную
контактную поверхность, как правило, переходные пластины.
Расстояние между смежными ответвительными зажимами разных
проводов ВЛИ должно быть не менее 15 см.
Болтовые соединения контактной арматуры должны затягиваться с
усилием, оговоренным ТУ или другими нормативными документами и иметь пружинную
шайбу.
При монтаже СИП и линейной арматуры необходимо применять
гарнитуру:
защитные накладки, предназначенные для защиты отдельных
проводов СИП от повреждений;
защитные самоусаживающиеся оболочки для изоляции
соединительных зажимов, не имеющих изолирующего покрытия;
бандажные ленты или хомуты из изолирующего материала для
бандажирования скрученных в жгут проводов, устанавливаемые на СИП с обеих
сторон, смонтированных на проводах зажимов;
защитные колпачки для изоляции концов жил изолированных
проводов.
Тип опор ВЛИ, их определения, назначение, области применения
и предъявляемые к ним требования должны соответствовать п.п. 2.4.27-2.4.35 ПУЭ.
На ВЛИ, как правило, применяются железобетонные опоры.
Допускается применять деревянные опоры с железобетонными приставками или
деревянные опоры с глубокой пропиткой антисептиками, а также металлические
опоры.
Опоры ВЛИ должны допускать подвеску одной или двух цепей СИП.
Для одноцепных опор ВЛИ должны использоваться стойки с
несущей способностью не менее 2 кНм, а для двухцепных - не менее 3,5 кНм.
Расчет механических нагрузок опор ВЛИ следует производить
согласно п. 2.4.30 ПУЭ с учетом нагрузок СИП и от проводов линий связи и
радиотрансляционных сетей.
Все типы опор должны предусматривать возможность устройства
ответвлений к вводам в здания и сооружения.
При установке опор на затапливаемых участках трассы, где
возможны размывы грунта, следует предусматривать устройства по защите от
ледохода и размыва грунта (устройство укрепленных банкеток, замощение и т.п.).
Номенклатура опор ВЛИ должна допускать:
подъем на опору электромонтера при помощи специальных
инвентарных приспособлений, при этом нормативная нагрузка от его веса
принимается 1 кН;
установку светильников уличного освещения;
установку электрооборудования, например, разрядников, муфт,
ящиков секционирования и т.д.;
подвеску проводов радиотрансляционной сети (РС) и проводов
линий связи (ЛС);
подвеску двух цепей ВЛИ, в том числе отдельно силовой и
осветительной, как с подвеской проводов РС, так и без них.
На ВЛИ должны быть выполнены заземляющие устройства,
предназначенные для:
повторного заземления несущего нулевого провода;
защиты от атмосферных перенапряжений;
заземления ограничителей напряжений (ОПН) или вентильных разрядников
(РВ).
Для выполнения указанных выше заземлений в первую очередь
должны быть использованы естественные заземлители (металлические и
железобетонные конструкции зданий и сооружений, подземные части металлических и
железобетонных опор ВЛИ, водопроводные металлические трубопроводы, обсадные
трубы скважин и т.п.). Если при этом сопротивление заземляющих устройств имеет
допустимые значения, то искусственные заземлители сооружать не требуется.
Для искусственных заземлителей следует применять сталь. Искусственный
заземлитель не должен иметь окраски.
Повторные заземления нулевого провода выполняются на концах
ВЛИ длиной 200 м и более и (или) линейных ответвлений от них длиной 200 м и
более, а также на вводах от ВЛИ к электроустановкам, которые подлежат занулению.
Если на конечных (анкерного типа) опорах ВЛИ или линейных ответвлениях от них
длиною 200 м и более ответвления к вводам осуществляется с установкой одной или
двух дополнительных (подставных) опор, повторное заземление нулевого провода
выполняется на конечной (анкерного типа) опоре ВЛИ или крнечной (анкерного
типа) опоре линейного ответвления от ВЛИ. На дополнительных (подставных) опорах
устройство повторного заземления не требуется.
Грозозащитные заземления на ВЛИ должны выполняться в
населенной местности с одно- и двухэтажной застройкой, если ВЛИ не экранированы
промышленными дымовыми и другими трубами, высокими деревьями, зданиями и т.п.,
с раатоянием между ними для условий РБ (число грозовых часов в году более 40)
не более чем через 120 м.
Кроме того грозозащитные заземления должны выполняться:
на опорах с ответвлениями к вводам в помещения, в которых
может быть сосредоточено большое количество людей (школы, ясли, больницы и
т.п.) или представляющие большую хозяйственную ценность.
на конечных опорах линий, имеющих ответвления к вводам;
не более чем за 50 м от конечной опоры линии с ответвлением к
вводу, как правило, предпоследняя опора;
на опорах в створе пересечения с ВЛ напряжением выше 1кВ, а
также на опорах их совместной подвески.
Сопротивление грозозащитных заземляющих устройств должно быть
не более 30 Ом в летнее время (грозовой период).
Допускается не выполнять грозозащитное заземление на
дополнительной (подставной) опоре с ответвлением к вводу, если расстояние от
этой опоры до ближайшего заземления не превышает 40 м, если превышает,
устраивается заземление на ближайшей к вводу дополнительной (подставной) опоре.
Угол пересечения ВЛИ с автомобильными дорогами, с различными
сооружениями с улицами и площадями населенных пунктов не нормируется.
При пересечении автомобильных дорог I и II категории опоры ВЛИ,
ограничивающие пролет пересечения, должны быть железобетонными или
металлическими анкерными нормальной конструкции с анкерным креплением проводов.
При пересечении автомобильных дорог III-IV категории опоры,
ограничивающие пролет пересечения должны бать железобетонными или
металлическими и могут быть анкерными или промежуточными с анкерным или
поддерживающим креплением проводов.
К пересечениям с автомобильными дорогами V категории предъявляются
такие же требования, как при прохождении ВЛИ по ненаселенной местности.
При определении расстояния от проводов ВЛИ до поверхности
земли, воды, льда, а также до различных сооружений при прохождении ВЛИ над
ними, если нет особых оговорок, следует учитывать наибольшую стрелу провеса
проводов без нагрева их электрическим током. Наибольшая стрела провеса может
получится в одном из двух расчетных случаев: провода покрыты гололедом,
температура окружающего воздуха минус 5С, ветер отсутствует; температура
окружающего воздуха высшая для данной местности, ветер отсутствует.
Допускается прохождение ВЛИ над производственными и
промышленными зданиями и сооружениями, гаражами, торговыми точками и т.п.,
кроме взрывоопасных и пожароопасных помещений. При этом расстояние от СИП до
крыши должно быть не менее 2,5 м.
Для зданий небольшой высоты (торговые павильоны, киоски,
здания контейнерного типа, гаражи, передвижные будки, фургоны и т.п.),
расстояние в свету от СИП до кришы допускается принимать не менее 0,5 м. При
этом расстояние от СИП до поверхности земли должно быть не менее 2,5 м.
Расстояние по горизонтали от проводов ВЛИ при наибольшем их
отклонении должно быть не менее:
до балконов, терас и окон - 1,25 м;
до глухих стен зданий, до сооружений - 0,15 м.
Допускается прокладка СИП непосредственно по несгораемым
стенам зданий и сооружений.
Крепление СИП в этом случае должно осуществляться с помощью
специальных крепежных элементов, устанавливаемых на расстоянии между ними не
более 0,7 м при горизонтальной прокладке и 1 м при вертикальной прокладке.
Расстояние в свету между СИП и стеной должно быть не менее 0,05 м.
При прокладке ВЛИ по стенам минимальное расстояние от СИП
должно быть:
при горизонтальной прокладке под балконом, окном или над
окном, входной дверью - 0,75 м, до земли - 2,5 м;
при вертикальной прокладке до края балкона, окна, входной
двери - 1,25 м.
Расстояние от подземных кабелей ЛС (линий связи и линий
сигнализации) и РС (радиотрансляционных сетей) до заземлителя опоры ВЛИ должно
быть не менее 3 м в населенной местности и 10 м в ненаселенной.
При сближении ВЛИ с воздушными ЛС и РС расстояние по
горизонтали между крайними проводами этих линий должно быть не менее 1,5 м.
4.2
Расчет заземления подстанции 110/10 кВ
Заземлитель предполагается выполнить из горизонтальных стержневых
электродов диаметров d=12 мм и вертикальных стержневых электродов длиной lв=5 м диаметром d=12 мм, глубина заложения
электродов в землю t=0,7 м.
Расчетные удельные сопротивления верхнего и нижнего слоев
земли Р1=210 Ом*м, Р2=80 Ом*м, мощность верхнего слоя земли h1=1,5 м.
В качестве естественного заземлителя предполагается
использовать систему «трос - опоры» подходящей к подстанции воздушной линии
электропередач 110кВ на металлических опорах с длинной пролета l=250 м, линия имеет один
грозозащитный трос стальной сечением s=50 мм^2, расчетное сопротивление заземления
одной опоры rоп=12
Ом, число опор с тросом на линии больше 20, данные измерений сопротивления
системы «трос - опоры» отсутствуют.
Сопротивление заземлителя растеканию тока Rз согласно требованиям
ПУЭ [1] должно быть не более 0,5 Ом (с. 206).
Требуемое сопротивление искусственного заземлителя Rи получим из [10] (5-7),
с учетом того, что Rз=0,5 Ом и Rе=3 Ом:
Составляем предварительную схему заземлителя и наносим ее на
план подстанции, приняв контурный тип заземлителя. По предварительной схеме,
определяем суммарную длину горизонтальных и количество вертикальных электродов:
LГ=1200 м; n=21 шт.
Расчетная модель заземлителя представляет собой квадратную
сетку площадью S. Длина одной стороны([10] с. 215):
Количество ячеек по одной стороне модели согласно [10] 5-14:
Длина стороны ячейки в модели [10] (5-16):
Теперь определяем:
Вычисляем расчетное сопротивление R, рассматриваемого
искусственного заземлителя, по [10] (5-24). Предварительно находим коэффициент
А по формуле [10] (5-25), поскольку 0<tот<0,1:
Тогда
Это значение R является меньше требуемого значения искусственного
заземлителя (0,6 Ом), что является допустимым и в данном случае условие
безопасности повышается.
Таким образом, искусственный заземлитель подстанции должен
быть выполнен из горизонтальных стержневых электродов диаметром 12 мм, общей
длинной не менее 1200 м и вертикальных стержневых диаметром 12 мм, длинной
каждый 5 м в количестве не менее 21 шт., глубина погружения электродов в землю
0,7 м. При этих условиях сопротивление R искусственного
заземлителя в самое неблагоприятное время года не будет превышать 0,37 Ом, а
сопротивление заземлителя подстанции в целом RЗ, т.е. общее
сопротивление искусственного и естественного заземлителей, 0,5 Ом.
Заключение
В проектной части дипломной работы была разработана система
электроснабжения микрорайона. Рассчитана нагрузки всех потребителей, найденные
нагрузки трансформаторных подстанций, а также их количество и местоположение на
плане. Конечным результатом был выбор защитного оборудования на стороне 0,4 и
10 кв.
Рассмотренный вопрос использования компьютерно-информационных
технологий в управлении собственных потребностей подстанций магистральных
сетей, рассмотренные вопросы охраны труда при выполнении работ в системе
электроснабжения, а также определенные технико-экономические показатели
системы.
Все расчеты в дипломной работе велись на основе
нормативно-технической литературы.
Список
литературы
электроснабжение подстанция микрорайон информационный
1.
Яковлевл.В. «Техническое состояние элементов ВЛ по данным об отказах».
Энергетик, 2003, №4
.
Методические указания по выполнению курсового проекта «Электроснабжение района
города» из курса «Электроснабжение городов и промпредприятий». Сост. Харченко
В.Ф., Безрукий В.И., Гаряжа В.М. - Харьков: ХДАМХ, 2004. - 87 с.
.
Козлов В.А., Белик Н.И., Файбисович Д.Л. Справочник по проектированию систем
электроснабжения городов. - Л.: Энергия, 1986. - 256 с.
.
Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций:
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие
для вузов. - 4-и вид., перероб. и доп. - М.: Енергоатомиздат, 1989.
.
Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник
для техникумов. - 3-и вид., перероб. и доп. - М.: Енергоатомиздат., 1987.
.
Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов / А.А. Васильев,
И.П. Крючков, Э.Ф. Наяшкова и др.; Под ред. А.А. Васильева. - М.: Энергия,
1980.
.
Каталог «Энергосбережение», №11 - 2005.
.
Инструкция по проектированию внешнего освещения городов, поселков и сельских
населенных пунктов. СН 541-82.М.: Стройиздат, 1982.
.
Указания по эксплуатации установок внешнего освещения городов, поселков и
сельских населенных пунктов. М.: Стройиздат, 1990.
.
Андреев А.М., Канискин В.А., Полонский Ю.А. «Исследование старения
электроизоляционных материалов силовых кабелей и конденсаторов». Электрика
№1/99
.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С.С.
Рокотяна и И.М. Шапиро. - 3-и изд., переаоб. и доп. - М.: Енергоатомиздат.,
1985.
.
Камнев В.Н. Чтение схем и чертежей электроустановок. - М.: Высш.шк., 1990.
.
Карпов Ф.Ф. Как выбрать сечение проводов и кабелей - М., «Энергия», 1973.
.
Каталог продукции. ОАО «Электрокабель»» Кольчугинский завод».
.
Козлов В.А. Электроснабжение городов, 1977
.
Правила устройства электроустановок. М.: Главгосэнергонадзор России, 1998.
.
Расчеты электроснабжения городов: Учебное пособие/ В.М. Озерский, С.Я.
Маковецкий; Сарат.гос. техн. ун-т. Саратов, 1999.
.
Цигельман И.Е. Электроснабжение гражданских зданий и коммунальных предприятий -
М.: Высш.шк. 1988
.
Шведов Г.В. Экономические режимы электрических сетей - М.: МЭИ, 2007.
.
Электротехнический справочник: в 3 т. / Под общ. ред. профессоров МЭИ. Т. 3,
кн. 1. - М.: Энергоатомиздат, 1988.