Расчёт среднегодовых технико-экономических показателей работы электрической сети

Дипломная работа

ФГУ СПО

Сахалинский топливно-энергетический техникум

Выполнил студент группы Э-491

Ионов Максим Сергеевич

Руководитель проекта

Мосолов Александр Леонидович

Южно-Сахалинск 2011 года


Содержание


  • Введение

  • 1. Общая часть

  • 1.1 Анализ существующей схемы электроснабжения

  • 1.2 Характеристика потребителей электроэнергии и определение категории надёжности электроснабжения

  • 1.3 Техническое обоснование выбора варианта схемы электроснабжения

  • 2. Расчётная часть

  • 2.1 Разработка структурной схемы подстанции

  • 2.1.1 Расчёт мощности нагрузки на шинах подстанции

  • 2.1.2 Выбор трансформаторов

  • 2.1.3 Составление структурной схемы подстанции

  • 2.2 Разработка упрощённой принципиальной электрической схемы подстанции

  • 2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд

  • 2.4 Расчет токов короткого замыкания

  • 2.5 Выбор токоведущих частей, электрических аппаратов, изоляторов

  • 2.6 Выбор и расчёт уставок микропроцессорных устройств РЗА трансформаторов ПС Холмск — Южная

  • 2.6.1 Общие уставки

  • 2.6.2 Дифференциальная отсечка (ДЗТ-1)

  • 2.6.3 Дифференциальная защита трансформатора (ДЗТ-2)

  • 2.6.4 Сигнализация небаланса в плечах защиты (ДЗТ-3)

  • 2.6.5 Защита от перегрузки

  • 2.6.6 Выбор уставок устройства защиты «Сириус-3УВ»

  • 3. Технологическая часть

  • 3.1 Назначение, характеристики и устройство разъединителей 110 кВ

  • 3.2 Эксплуатация разъединителей 110 кВ

  • 3.3 Организация ремонта разъединителей на 110 кВ

  • 4. Экономическая часть

  • 4.1 Расчет технико-экономических показателей подстанции

  • 4.1.2 Мощность сети в условных единицах.

  • 4.1.3 Суммарный максимум активной нагрузки потребителей

  • 4.1.4 Годовой полезный отпуск электроэнергии

  • 4.1.5 Потери мощности в электрической сети

  • 4.1.6 Среднегодовые потери в электрической сети

  • 4.1.7 Максимальная активная мощность, потребляемая сетью

  • 4.1.8 Среднегодовое потребление электрической энергии сетью

  • 4.1.9 Коэффициент полезного действия сети в режиме максимальной нагрузки

  • 4.1.10 Коэффициент полезного действия сети средневзвешенный за год

  • 4.1.11 Расчет капитальных вложений в электрическую сеть

  • 4.1.12 Капитальные вложения в подстанции электрической сети

  • 4.1.13 Расчет численности обслуживающего персонала

  • 4.1.14 Расчет годовых издержек по передаче и распределению электрической энергии по экономическим элементам

  • 4.1.14.1 Затраты на оплату труда

  • 4.1.14.2 Социальный взнос

  • 4.1.14.3 Амортизация основных фондов

  • 4.1.14.4 Прочие затраты

  • 4.1.15 Расчет проектной себестоимость передачи и распределения электрической энергии

  • 4.1.16 Структура годовых затрат (себестоимости)

  • 5. Охрана труда и электробезопасность. Охрана окружающей среды и энергосбережение

  • 5.1 Организация работ по охране труда на предприятии

  • 5.2 Требования к персоналу, обслуживающему подстанцию

  • 5.3 Правила техники безопасности при эксплуатации аппаратов высокого напряжения

  • 5.4 Организация пожарной безопасности на подстанции

  • 5.5 Охрана окружающей среды. Мероприятия по рациональному использованию электрической энергии

  • Заключение

  • Список литературы


Введение

Основой экономики всех индустриальных стран мира является электроэнергетика. ХХ век стал периодом интенсивного развития этой важнейшей отрасли промышленности. Вскоре после образования СССР в основу его экономической политики было положено создание мощной энергетической базы. В 1920 году был принят государственный план электрификации России — ГОЭЛРО, предусматривающий строительство новых районных электрических станций общей мощностью 1750 МВт в течение 10-15 лет. Этот план был реализован за лет. 1991 год оказался последним годом, когда электроэнергетика СССР была единым централизованным управляемым комплексом. Образование независимых государств на территории СССР и раздел электроэнергетической собственности между ними привели к коренному изменению структуры управления электроэнергетикой на территории бывшего СССР. В независимых государствах были организованы собственные органы управления и самостоятельные субъекты хозяйствования в электроэнергетике. Последние годы ХХ и начала ХХI века можно охарактеризовать как годы определённой стабилизации работы электроэнергетических систем стран СНГ, наметившегося роста количественных и улучшения качественных показателей работы. Особое значение имеет понимание необходимости интеграции национальных энергосистем в рамках их объединения в пространстве СНГ. На сегодняшний день из национальных энергосистем государств Содружества (кроме энергосистемы Армении) осуществляют совместную параллельную работу. Такой режим существенно повысил надёжность функционирования энергосистем, создал условия для взаимовыгодных отношений между странами. Наиболее наглядно это проявляется в период прохождения осеннее-зимних максимальных нагрузок. Диспетчерское управление энергосистемами России осуществляется двухуровневой системой: центральное диспетчерское управление (ЦДУ), расположенное в Москве; семь региональных объединённых управлений (ОДУ) объединённых энергосистем (ОЭС): Центра (Москва), Северо-Запада (Санкт-Петербург), Средней Волги (Самара), Северного Кавказа (Пятигорск), Урала (Екатеринбург), Сибири (Кемерово), Востока (Хабаровск).

36 стр., 17546 слов

Разработка проекта электрической сети района

... и схем электрической сети, которые отличаются различными свойствами и технико - экономическими показателям. Варианты радиальной схемы сети 1.2 Варианты кольцевой схемы сети В качестве критерия сопоставления вариантов сети ... ПС №4: Результаты выбора компенсирующих устройств вносим в таблицу. Таблица 2.1 - Результаты выбора компенсирующих устройств подстанций. Номер подстанции Рм, МВт Количество и ...

12 стр., 5715 слов

Комплектная трансформаторная подстанция. Расчет и выбор компонентов КТП

... последовательность операций (номинальные циклы); нормированные показатели надежности и др. Рис.1 Электрическая схема комплектной трансформаторной подстанции (КТП) К параметрам, характерным для воздушных выключателей, следует отнести ... установку узлов и блоков и присоединения между ними и к сетям электроснабжения. Комплектное распределительное наружной установки (КРУН) - это КРУ, предназначенное ...

К моменту освобождения Южного Сахалина от японского управления в августе 1945 года на освобожденной части острова существовало электрических станций мощностью 118032 киловатта. В городе Южно-Сахалинске (Тойохара) было 2 электростанции — бумкомбината и сахарного завода — общей мощностью 6100 квт, Корскове (Оттомари) — одна мощностью 1700, Невельске (Хонто) — соответственно одна мощностью 2500, Холмске (Маока) — две 5800, Углегорске (Эсутаро) — пять 2000, Лесогорске (Найоси) — одна 700, Долинске (Атчай) — одна 1000, Поронайске (Сикука) — одна 10000 киловатт. Все электростанции являлись собственностью частных промышленных предприятий, в том числе собственностью бумажных фабрик, — угольной промышленности, 3 — электрокомпании Сугимото Косаку. Военные действия нарушили деятельность почти всех электростанций. К октябрю 1945 года работа большинства электростанций была восстановлена. К этому времени восстановлена была и вся сеть электроаварийной службы. Она насчитывала в своем составе 480 человек. При осуществлении национализации всех отраслей хозяйства южного Сахалина весной 1946 года областным коммунальным отделом в городах южного Сахалина было принято: электросеть распределительная — 537, электролиний — 726 километров, электростанций — 24. Для обслуживания населенных пунктов электроэнергией приказом начальника Южно-Сахалинского областного управления по гражданским делам мая 1946 года были организованы электросбытовые организации — трест Сахалин электросеть и десять районных отделений треста Сахалин электросеть в городах. В соответствие с этим приказом в мае-июне 1946 года были организованы Южно-Сахалинская, Корсаковская, Долинская, Макаровская, Поронайская, Невельская, Холмская, Томаринская, Красногорская городские сети. Несколько позже были созданы Анивская, Углегорская, Чеховская горэлектросети. Позже, в июне 1956 года Анивская горэлектросеть была преобразовано в Анивский сетевой район с подчинением его Корсаковской горэлектросети. В 1954 году трест Сахалинэнерго был преобразован и получил название районного управления Сахалинэнерго. До 1963 года трест Сахалинэнерго, а затем районное управление входили в состав Министерства коммунального хозяйства РСФСР. В марте 1963 года совет Министров РСФСР возложил руководство энергосистемами, электростанциями и сетями на Министерство энергетики и электрификации РСФСР. Вне зависимости от этих преобразований предприятие Южно-Сахалинские горэлектросети, входя в состав треста Сахалинэлектро, а затем Районного управления Сахалинэнерго, существовало до 1967 года. С 1 апреля 1967 года в состав РЭУ Сахалинэнерго было создано производственное подразделение — энергосбыт. В связи с этим были ликвидированы как самостоятельные предприятия горэлектросети: Южно-Сахалинская, Долинская, Макаровская, Поронайская. Но на базе горэлектросетей Южно-Сахалинской и Долинской так же с 1 апреля 1967 года было создано новое предприятие электрических сетей — Южные электрические сети с местонахождением в городе Южно-Сахалинске. Первым директором Южных электрических сетей был Л.Г. Товбин. В 1973 году произошло укрупнение Южных электрических сетей. С 1 сентября этого года была ликвидирована как самостоятельное хозрасчетное предприятие — Корсаковская горэлектросеть. На базе ее был создан Корсаковский сетевой район, вошедший в состав Южных электрических сетей. С 31.10.1988г. РЭУ Сахалинэнерго было упразднено и образовано производственное объединение энергетики и электрификации (ПОЭиЭ Сахалинэнерго) в состав которого входило обособленное предприятие Южные электрические сети (приказ Минэнерго 491 от 26.09.1988 г.) С 05.07.1993 г. производственное объединение энергетики и электрификации Сахалинэнерго было преобразовано в акционерное общество открытого типа энергетики и электрификации Сахалинэнерго, в состав которого входило обособленное предприятие Южные электрические сети (приказ 95-П от 05.07.1993г.) Со 02.07.1996 г. акционерное общество открытого типа энергетики и электрификации, в состав которого входит обособленное подразделение Южные электрические сети, было преобразовано в открытое акционерное общество энергетики и электрификации Сахалинэнерго на основании внесение изменений в Устав (регистрационное свидетельство от 02.07.1996 г. за 567).

21 стр., 10039 слов

Проектирование системы электроснабжения машиностроительного завода

... оборудования, различающегося как по номинальным мощностям, режимам работы, номинальным напряжениям, так и по направлениям использования электроэнергии. 1. Характеристика среды производственных помещений завода. Категории электроприемников по бесперебойности электроснабжения Характеристики внешней среды ...

С 01.04.2004 г. обособленные подразделения Южные электрические сети, Восточные электрические сети, Центральные электрические сети и Западные электрические сети были упразднены и образованы в филиал Распределительные сети на основании изменений в Учредительных документах (регистрационное свидетельство от 26.05.2004 г. 172893).

Сахалинская энергосистема является изолированной и находится в диспетчерском подчинении ОДУ Востока. В состав Сахалинской энергосистемы входят 2 электростанции (Сахалинская ГРЭС и Южно-Сахалинская ТЭЦ-1) с общей установленной мощностью 500 МВт и сетевое предприятие — филиал «Распределительные сети» в состав которого входят пять сетевых района — Южно — Сахалинский, Юго-Западный (Холмск), Западный (Углегорск), Восточный (Поронайск), Центральный (Тымовск).

электрическая сеть подстанция электроэнергия

На балансе ОАО Сахалинэнерго находится подстанций напряжением 220 кВ, подстанций напряжением 110 кВ, несколько десятков подстанций напряжением кВ.

Подлежащая реконструкции подстанция 110/35/10/6 кВ. «Холмск — Южная» расположена в г. Холмске, Холмского района, Сахалинской области и должна обеспечивать электроснабжением предприятия и население расположенные в южной части города Холмска, также потребителей Невельского района.

Данная подстанция построена более лет назад и имеет минимальный уровень автоматизации. Первичное и вторичное оборудование подстанции имеет значительный износ и безнадёжно устарело. Подстанция имеет переменный оперативный ток, что значительно уменьшает надёжность работы устройств релейной защиты и автоматики.

В связи с этим возникла необходимость выбора нового, более современного оборудования, отвечающего современным требования и уровню эксплуатации.


1. Общая часть

1.1 Анализ существующей схемы электроснабжения
В настоящее время структурная схема электроснабжения ПС «Холмск — Южная» выглядит следующим образом: Рисунок 1 — Существующая структурная схема электроснабжения ПС Холмск-Южная. На рисунке 1 приведена схема электроснабжения, на которой видно, что подстанция 110 кВ «Холмск-Южная» является транзитной и получает питание по одноцепной линии 110 кВ от системообразующей ПС Холмская — 220 кВ. ПС Холмская имеет три класса напряжения — 220, 110, и 6 кВ. Из структурной схемы видно, что схема электроснабжения подстанции по стороне 110 кВ крайне не надёжна из-за применения одноцепной линии в радиальной сети. При реконструкции подстанции предполагается, что её питание будет двухсторонним, что значительно увеличит надёжность электроснабжения потребителей. После реконструкции структурная схема электроснабжения подстанции будет выглядеть следующим образом. Рисунок 2 — Предлагаемая структурная схема электроснабжения подстанции «Холмск-Южная». Из рисунка 2 видно, что в плане развития энергосистемы предполагается создание кольцевой схемы, что значительно увеличит надёжность электроснабжения в первую очередь г. Невельска и Невельского района, так как в настоящее время единственная линия 110 кВ С22, связывающая этот район с энергосистемой проходит по сложному горному рельефу вдоль побережья, подвержена сильным ветрам и часто выходит из строя. Поэтому предполагается перевод ПС Петропавловская кВ на 110 кВ и линия через Ловецкий перевал непосредственно на Невельск.

1.2 Характеристика потребителей электроэнергии и определение категории надёжности электроснабжения
В отношении обеспечения надёжности электроснабжения потребители разделяются на следующие три категории: Потребители I категории — электроприёмники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, значительный ущерб хозяйственной деятельности, повреждение дорогостоящего основного оборудования, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства. Из состава потребителей I категории выделяется особая группа электроприёмников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования. Потребители I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания. Для электроснабжения особой группы потребителей I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника. В качестве третьего независимого источника питания для особой группы потребителей и в качестве второго независимого источника питания для остальных потребителей I категории могут быть использованы местные станции, электростанции энергосистем (в частности, шины генераторного напряжения), специальные агрегаты бесперебойного питания. Потребители категории — электроприёмники, перерыв электроснабжения которых приводит массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Потребителей категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Для потребителей категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной бригады. Допускается питание потребителей категории по одной ВЛ, в том числе с кабельной вставкой, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта этой линии за время не более одних суток. Кабельные вставки этой линии должны выполняться двумя кабелями, каждый из которых выбирается по наибольшему длительному току ВЛ. Допускается питание потребителей категории по одной кабельной линии, состоящей не менее, чем из двух кабелей, присоединённых к одному общему аппарату. При наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены повредившегося трансформатора за время не более одних суток, допускается питание потребителей от одного трансформатора. Потребители III категории — все остальные потребители, не подходящие под определения I и категории. Для потребителей III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены повреждённого элемента системы электроснабжения, не превышает одних суток.

1.3 Техническое обоснование выбора варианта схемы электроснабжения
В результате реконструкции ПС «Холмск — Южная — 110 кВ» решается ряд технических вопросов: 1. Закладывается современное первичное оборудование с более высокими технико-экономическими характеристиками. 2. Появляется возможность полной автоматизации подстанции современными средствами телемеханики в связи с применением устройств релейной защиты и электроавтоматики на микропроцессорной базе. 3. Оптимизируется мощность трансформаторов, что значительно уменьшает потери как в самых трансформаторах, так и в сетях. 4. Увеличивается надёжность электроснабжение подстанции в связи с организацией её питания по кольцевой схеме.

2. Расчётная часть

2.1 Разработка структурной схемы подстанции


2.1.1 Расчёт мощности нагрузки на шинах подстанции Исходные

данные: Длина линии 110 кВ ПС Холмская — ПС Холмск — Южная — 10,5 км; Ток КЗ, подтекающий от ПС Холмская — 0,624 кА; Максимальная нагрузка на стороне кВ — 4,1 + j2,1 МВА. Максимальная нагрузка на стороне кВ — 5,1 + j1,4 МВА. Исходя из данных по максимальной нагрузки на стороне НН подстанции, рассчитаем нагрузку на шинах ВН подстанции (потери в трансформаторах не учитываем).

Максимальная полная нагрузка на стороне кВ равна: МВА (1/12/) Максимальная полная нагрузка на стороне кВ равна: МВА (2/12/) Максимальная полная нагрузка на стороне 110 кВ равна: МВА (3/12/)

2.1.2 Выбор трансформаторов Правильный
технический и экономически обоснованный выбор числа и мощности силовых трансформаторов для главных понизительных подстанций имеет существенное значение для рационального построения схемы электроснабжения потребителей. Число трансформаторов определяется требованиям надёжности электроснабжения. Поэтому наилучшим является вариант с установкой двух трансформаторов, обеспечивающих практически бесперебойное электроснабжение потребителей, т.к. в отличии от варианта с установкой одного трансформатора, где при повреждении в нём или его цепи наступает полный перерыв электропитания, в схеме с двумя трансформаторами оставшийся в работе трансформатор с перегрузкой обеспечивает питание всех потребителей. Здесь следует заметить, что по схеме с одним трансформатором питание со стороны низкого напряжения ПС по резервной линии от соседней ПС не может быть принято во внимание, т.к. такая схема аналогична схеме ПС с двумя трансформаторами, но с худшими показателями за счёт длинной линии между системами шин двух ПС, удалённых друг от друга. Выбор типа силовых трансформаторов производят с учётом условий их установки, температуры окружающей среды и т.п. В системах электроснабжения потребителей мощность силовых трансформаторов должна обеспечивать в нормальных условиях питание всех приёмников электроэнергии. При выборе мощности трансформаторов следует добиваться экономически целесообразного режима работы и соответствующего обеспечения резервирования питания приёмников при отключении одного из трансформаторов, причём нагрузка трансформаторов в нормальных условиях эксплуатации не должна (по нагреву) вызывать сокращение естественного срока его службы. Надёжность электроснабжения потребителей достигается за счёт установки на ПС двух трансформаторов, которые работают раздельно. При этом соблюдается условие, что любой из оставшихся в работе трансформаторов (при отключении другого) обеспечивает полностью или с некоторым ограничением необходимую мощность. Обеспечение необходимой мощностью может осуществляться не только за счёт использования номинальной мощности трансформаторов, но и за счёт их перегрузочной способности (в целях уменьшения их установленной мощности).

Для обеспечения необходимой надёжности питания потребителей I и категорий на подстанции устанавливаются два трансформатора. В этом случае мощность трансформаторов рассчитывают по условию: МВА (4/12/) МВА Из таблицы П2.6 (Л6) выбираем ближайший по мощности трансформатор и данные сводим в таблицу 1 Таблица 1 — Каталожные данные трансформатора.

Тип

трансформатора

Номинальное напряжение, кВ

Потери, кВт

Напряжение короткого замыкания, %

Ток холостого хода, %

ВН

СН

НН

ХХ

КЗ

ВН-СН

ВН-СН

ВН-НН

ТДТН-10000/110

115

38,5

10,5

6,5

17,5

1,0

Проверяем загрузку трансформаторов в нормальном режиме:

(5/12/)

Проверяем загрузку трансформаторов в аварийном режиме:

(6/12/)


2.1.3 Составление структурной схемы подстанции

Структурная схема является первым этапом в разработке полной принципиальной электрической схемы подстанции. Она составляется на основании исходных данных и дополняется результатами расчётов, выполненных выше. На схеме указываются тип и мощность трансформаторов, схема подключения к питающей энергосистеме, величины нагрузок на шинах среднего и низшего напряжений. Рисунок 3 — Структурная схема подстанции Холмск-Южная.

2.2 Разработка упрощённой принципиальной электрической схемы подстанции
Главная схема ПС является основным элементом, определяющим все свойства, особенности, техническую и экономическую характеристику ПС в целом. При выборе главной схемы необходимо определить число, типы и параметры основного оборудования, аппаратуры, произвести рациональную их расстановку в схеме, решить вопросы защиты, управления, автоматизации, а также эксплуатацию и обслуживание ПС. Главная схема определяет выбор конструктивного типа каждого РУ, а следовательно, потребную площадь и объёмы работ, влияет на режимные свойства ПС и эксплуатационную надёжность схемы ПС в целом. Для возможности начать проект ПС кроме задания на проект, акта выбора площадки, ТУ и материалов изыскания необходим ряд исходных данных определенного технического характера. Эти данные могут быть получены от заказчика, энергосистемы и генерального проектировщика данной энергосистемы, а также определены по утвержденным схемам развития энергосистем и схемам их эксплуатации. К таким исходным данным следует отнести:

  • количество и значение U на ПС;
  • количество и адреса отходящих и подходящих ВЛ и их напряжения;
  • транзит по различным напряжениям (по годам);
  • нагрузка местного района; Перспективы развития ПС:
  • количество компенсирующих устройств на ПС;
  • токи короткого замыкания и реактивные сопротивления ВЛ;
  • виды связи ПС;
  • способ обслуживания ПС.

Кроме того, с объединением энергосистем увеличиваются токи короткого замыкания (к. з.), что требует установки на ПС аппаратуры на все большие значения тока отключения. В перспективе ожидается дальнейшее увеличение предельного тока отключения до 100 кА. При росте передаваемых мощностей по межсистемным и внутрисистемным связям, внедрении сверхвысоких и ультравысоких напряжений, росте мощностей к. з. по-особому приходится решать вопросы повышения надежности работы электротехнического оборудования и аппаратуры ПС. Большое значение в связи с этим приобретают вопросы соответствия изоляции внутренним пере напряжениям, возникающим при отключениях ненагруженных линий, несимметричных к. з., в режимах быстродействующих АПВ, противофазы и пр. Современные ПС имеют до 15-20 присоединений к линиям электропередачи (ВЛ) различного напряжения, трансформаторам и других, что значительно усложняет главную электрическую схему ПС, которая на крупных ПС, как правило, представляет собой систему шин, секционированную по условиям надежности работы энергосистемы, а также уменьшение токов к. з. Рациональное проектирование сетевых ПС всех типов и категорий и, в частности, рациональное и экономическое построение главных электрических схем, выбор параметров оборудования и аппаратуры, а также оптимальная их расстановка представляют сложную и ответственную задачу. Основным узловым вопросом, оптимальное решение которого определяет все свойства, особенности и техническую характеристику ПС, является главная электрическая схема. При этом под главной электрической схемой не следует понимать просто начертания электрических связей, присоединений и цепей. Необходимо определить тип, число и параметры оборудования и аппаратуры, и, в первую очередь, главных трансформаторов, выключателей и другой коммутационной аппаратуры, рациональную их расстановку, а также решить ряд вопросов управления, эксплуатационного обслуживания и т.д. Главная схема задает основные размеры и конструктивную часть ПС, определяет основные объёмы работ по её обслуживанию и тем самым всю экономику строительства ПС в целом. Безусловно, что на стоимость сооружения влияет и способ обслуживания, необходимость сооружения жилья и других вспомогательных сооружений, выбранное местоположение и рельеф площадки, отдаленность от существующих подъездных путей и т.п. Учитывая все сказанное, проектирование ПС можно условно разделить на следующие основные этапы:

  • обоснование необходимости сооружения ПС в данном районе с определением её установленной мощности, что выполняется в проектах «Схем развития энергосистем» или самостоятельных проектах отдельных энергоузлов;
  • определение необходимого количества подходящих и отходящих ВЛ и их напряжений;
  • выбор нескольких вариантов площадок ПС с коридорами ВЛ и подъездными путями;
  • составление главной электрической схемы;
  • непосредственное проектирование ПС со всеми инженерными сооружениями; При всем разнообразии проектируемых ПС, особенностей их расположения и режимов эксплуатации можно выделить некоторые основные, общие для всех ПС вопросы, которые следует обязательно рассматривать в процессе проектирования: минимальное физиологическое влияние на человека; надежность и экономичность эксплуатации; экономичность строительства; максимальное сокращение занимаемой площади; максимальная автоматизация; оптимальный учет потребности эксплуатации; возможность дальнейшего расширения и модификации; согласование строительства с окружающей средой (архитектура, гармонирующая с окружающим пейзажем, вписыванием в рельеф); минимальное вредное влияние на окружающую флору и фауну.

Проектирование всех предприятий, зданий и сооружений должно осуществляться на основе технико-экономического обоснования (ТЭО).

Главная схема определяет выбор конструктивного типа каждого РУ, а, следовательно, потребную площадь и объёмы работ, влияет на режимные свойства ПС и эксплуатационную надежность схемы и ПС в целом. Современные подстанции, предусматривающие работу без дежурного персонала, должны выполняться с большим уровнем автоматизации, такт это один из компонентов надежной работы электрооборудования и быстрой ликвидации аварийных и ненормальных режимов. Поэтому в дипломе на стороне ВН принимаем схему полного «мостика» с выключателями в цепях трансформаторов и линий, что значительно увеличивает автоматизацию подстанции и надежность схемы электроснабжения, хотя и несколько удорожает подстанцию. На сторонах СН и НН принимаем одну секционированную выключателем система шин. Потребители на стороне СН и стороне НН получают двухстороннее питание с каждой секции. В связи с тем, что подстанция транзитная, то необходимо в проекте запланировать установку ремонтной перемычки, чтобы при выводе в ремонт оборудования подстанции сохранялся транзит по 110 кВ. Рисунок 4 — Упрощённая принципиальная электрическая подстанции «Холмск-Южная».

2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд
Приемниками

энергии с. н. подстанции являются: электродвигатели системы охлаждения трансформаторов; устройство обогрева выключателей и шкафов с установленными в них электрическими аппаратами и приборами; электрическое отопление и освещение; система пожаротушения. Мощность потребителей с. н. невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220В, которая получает питание от понижающих трансформаторов. Мощность трансформаторов с. н. выбирается по нагрузкам с. н. с учетом коэффициента загрузки и одновременности. Так как на проектируемой подстанции установлено два силовых трансформатора, то принимаем к установке два трансформатора собственных нужд. Таблица 2 — Нагрузка, потребляемая собственными нуждами подстанции.

Потребители СН

Установленная мощность, [кВт]

Число

cos

Полная установленная мощность, [кВА]

Устройства подогрева выключателей напряжением:

110 кВ

кВ

1,15

1,15

1,0

17,25

17,25

Обдув трансформаторов

000 кВА

1,2

0,86

16,74

Отопление и освещение помещения дежурного персонала

1

1,0

Наружное освещение

1,5

0,94

15,96

Нагрузка, потребляемая оперативными цепями

5,2

1

1,0

5,2

Отопление и освещение помещения ЗРУ-6

1,0

1,0

10,0

Итого

94,4

Полная нагрузка трансформатора собственных нужд:

, (7/12/)

где УS
УСТ

— суммарная полная нагрузка потребителей с. н.;

Расчетная мощность трансформаторов собственных нужд на подстанции с постоянным дежурством выбрана из условия:

, (8/12/)

где К
П

— коэффициент перегрузки.

На всех двухтрансформаторных подстанциях 35-750 кВ устанавливаются 2 трансформатора собственных нужд.

К установке приняты 2 трансформатора типа ТМ — 63/10, подключаемые к шинам кВ. Каталожные данные в соответствии с таблицей 2/6 S
н

, т
= кВА; Uвн
= кВ; Uнн
= 0,4 кВ; Uк
= 4,5 %; ДPх
= 0,26 кВт; ДPк
= 1,28 кВт.


2.4 Расчет токов короткого замыкания

За расчетный вид короткого замыкания для электрических аппаратов и токопроводов принимаем трехфазное короткое замыкание. Для расчета тока к. з. предварительно составим расчетную схему, соответствующую максимальному значению тока к. з. в намеченной точке. При этом необходимо учитывать, что секционный выключатель на напряжение кВ всегда отключен при работе обоих силовых трансформаторов. Раздельная работа трансформаторов производиться как с целью ограничения токов КЗ. Предварительно для расчетов токов короткого замыкания составляется расчетная схема. Рисунок 5-Расчётная схема. Расчетные данные: 1. Линии 110 кВ Худ
= 0,4 ом/км; От Сахалинской ГРЭС — L1
= 35,4 км; 2. Энергосистема Ток КЗ от ПС Холмская — I1
=0,624 кА; отсюда мощность короткого замыкания от ПС Холмская составит: (9/12/) Ток КЗ от ПС Невельская — I2
=0,779 кА; отсюда мощность короткого замыкания от ПС Невельская составит: Ток КЗ от подстанции Невельская, получен при подготовке дипломного проекта. 3. Трансформаторы Т1, Т2 МВА; Uк ВН-СН
= 10,5 %, Uк ВН-НН
= 17,5 %, Uк СН-НН
= 6,5 % Составим схему замещения, необходимую для расчета токов КЗ, для данной расчетной схемы она будет выглядеть следующим образом: Рисунок 6 — Электрическая эквивалентная схема замещения. где: Х1
— реактивное сопротивление энергосистемы от ПС Холмская; Х2
— реактивное сопротивление энергосистемы от ПС Невельская 110 кВ; Х3
— реактивное сопротивление линии 110 кВ L1
от ПС Холмская; Х4
— реактивное сопротивление линии 110 кВ L2
от ПС Невельская; Х5
— реактивное сопротивление обмотки ВН трансформатора №1; Х6
— реактивное сопротивление обмотки ВН трансформатора №2; Х7
— реактивное сопротивление обмотки СН трансформатора №1; Х8
— реактивное сопротивление обмотки НН трансформатора №2; Х9
— реактивное сопротивление обмотки НН трансформатора №1; Х — реактивное сопротивление обмотки СН трансформатора №2; Примем Sб
= 1000 МВА, рассчитаем базовый ток для каждой из сторон рассматриваемых КЗ: Iб
для стороны 110 кВ равен Iб
= Sб
/ 3 Uб
= 1000/ 3* 115 = 5,03 кА. Iб
для стороны кВ равен Iб
= Sб
/ 3 Uб
= 1000/ 3* 37= 15,62 кА. Iб
для стороны кВ равен Iб
= Sб
Uб
= 1000/ 3* 10,5 = 55,04 кА. Расчет сопротивлений будем производить в относительных единицах: 1. Сопротивление энергосистемы о. е. (10/12/) отсюда сопротивление энергосистемы от ПС Холмская сопротивление энергосистемы от ПС Невельская 2. Сопротивление линий о. е. (11/1/) отсюда сопротивление линии от ПС Холмская отсюда сопротивление линии от ПС Холмская 3. Сопротивление трансформатора: Сопротивление обмотки ВН в процентах: ХТ1,2
ВН
% = 0,5 (Uк
ВН-НН
% + Uк
ВН-СН
% — Uк
СН-НН
%) = 0,5 (17,5 + 10,5 — 6,5) = 10,75 %; (12/1/) Сопротивление обмотки ВН в относительных единицах: (13/1/) Отсюда: Сопротивление обмотки СН в процентах: ХТ
СН
% = 0,5 (Uк
ВН-СН
% + Uк
СН-НН
% — Uк
ВН-НН
%) = = 0,5 (10,5 + 6,5 — 17,5) = — 0,25 %; (14/1/) Сопротивление обмотки СН в относительных единицах равно нулю. Сопротивление обмотки НН в процентах: ХТ
НН
% = 0,5 (Uк
ВН-НН
% + Uк
СН-НН
% — Uк
ВН-СН
%) = 0,5 (17,5 + 6,5 — 10,5) = 6,75%; (15/1/) Сопротивление обмотки НН в относительных единицах: (16/1/) Определим ток короткого замыкания в точке К1, на шинах 110 кВ ПС Холмск — Южная. Схема замещения будет выглядеть следующим образом: Рисунок 7 — Упрощённая электрическая эквивалентная схема замещения для КЗ в точке К1. Результирующее сопротивление до точки К1от системы (источники с одинаковыми ЭДС можем объединить), равно: ХРЕЗ1
= (Х1
+ Х3
) (Х2
+ Х4
) = (Х1
+ Х3
) (Х2
+ Х4
) = (8,02 + 0,32) (6,45 + 1,51) = 4,07 о. е. Периодическая составляющая тока КЗ в точке К1от системы №1, равна: кА (17/1/) кА Определим ударный ток КЗ в точке К1: где kуд
= 1,608 — ударный коэффициент, для системы, связанной со сборными шинами, где рассматривается КЗ воздушными линиями 110 кВ. Определим ток КЗ в точке К2: Схема замещения будет выглядеть следующим образом: Рисунок 8-Упрощённая электрическая эквивалентная схема замещения для КЗ в точке К2. Упрощаем схему, находим результирующее сопротивление: Сопротивление обмоток СН рано нулю, отсюда результирующее сопротив-ление до точки КЗ К2, на шинах кВ подстанции составит: Окончательно схема будет выглядеть следующим образом: Периодическая составляющая тока КЗ в точке К2 равна: кА Определим ударный ток КЗ в точке К2: где kуд
= 1,82 — ударный коэффициент, для системы, связанной со сборными шинами, где рассматривается КЗ, через трансформаторы единичной мощности до МВА. Определим ток КЗ в точке К3: Схема замещения будет выглядеть следующим образом: Результирующее сопротивление до точки КЗ К3, на шинах кВ подстанции составит: Окончательно схема будет выглядеть следующим образом: Периодическая составляющая тока КЗ в точке К3 равна: Определим ударный ток КЗ в точке К3: где kуд
= 1,82 — ударный коэффициент, для системы, связанной со сборными шинами, где рассматривается КЗ, через трансформаторы единичной мощности до МВА.

2.5 Выбор токоведущих частей, электрических аппаратов, изоляторов
В дипломной работе необходимо выбрать сборные шины и ошиновку на высоком, среднем и низком напряжениях силовых трансформаторов. Сечение токопровода F, за исключением сборных шин, выбирают по экономической плотности тока: F = Iрасч
/ jэк
[мм2
] где Iрасч
расчетный ток (длительный ток без учета перегрузок при авариях и ремонтах), [А] jэк
— экономическая плотность тока, зависящая от Тmax
, географического положения и типа магнитопровода, [А/мм2
] Сечение, полученное в результате расчета, округляют до ближайшего стандартного сечения. Выбранное сечение должно удовлетворять условию проверки по допустимой токовой нагрузке (по нагреву): Iр
форс
Iдоп
где Iр
форс
— максимальный длительный ток с учетом 30% перегрузки, [А]; Iдоп
— длительно допустимый ток по условиям нагрева, зависящий от сечения и типа токопровода, [А]; Сторона ВН. (18/1/) Для районов Сибири и Дальнего Востока, при Тmax
> 5000 Ч, экономическая плотность тока равна jэк
=1,0 [А/мм2
], так как у нас Определяем расчетное сечение Fрасч
= 53/1.0 = [мм2
] (19/1/) Предварительно выбираем ближайший стандартный провод марки АС 70/11 с Iдоп
= 265 [А], с диаметром провода 11,0 мм, так как провод меньшего сечения не рекомендуется брать для открытых распредустройств исходя из соображений механической прочности. Определяем ток ремонтного и послеаварийного режимов Iр
форс
= 1,3 * = 68,9 [А] — отсюда мы видим, что ток ремонтного и послеаварийного режимов, значительно меньше допустимого тока для выбранного нами провода. Для гибких проводников при напряжении кВ. и выше необходима проверка по условиям коронирования. Разряд в виде «короны» возникает около провода при высоких напряженностях электрического поля и сопровождается потрескиванием и свечением. Процессы ионизации воздуха вокруг провода приводят к дополнительным потерям энергии, к возникновению электромагнитных колебаний, создающих радиопомехи и к образованию озона, вредно влияющего на поверхности контактных соединений. Правильный выбор проводника должен обеспечить уменьшение действие короны до допустимых значений. Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля, кВ/см: (20/1/) где m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=0,82), ro
= 0,55 — радиус провода, см. Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению, кВ/см: (21/1/) где U — линейное напряжение, кВ; Dc
р
— среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см. Dср
= 1,26D, где D — расстояние между соседними фазами, см. Для нашего расчета принимаем D = 300 см, тогда Dc
р
= 1,26*300 = 378 см, Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 0,9Eo
. Таким образом, условие проверки на корону можно записать в виде: 1,07Е < 0,9Ео
(22/1/) 1,07* 24,96 > 0,9 * 34,89 = 26,71 < 31,4 (кВ/см) — т.е. условие соблюдается и провод не будет коронировать. Сторона СН. Экономическая плотность тока для нашего расчета равна — jэк
=1,0 [А/мм2
] Определяем расчетное сечение Fрасч
= 165/1.0 = 165 (мм2
) Предварительно выбираем ближайший стандартный провод марки АС-185/43 с Iдоп
= 515 [А], с диаметром провода 19,6 мм. Определяем ток ремонтного и послеаварийного режимов Iр
форс
= 1,3 * 165 = 215 [А] — отсюда мы видим, что ток ремонтного и послеаварийного режимов, меньше допустимого тока для выбранного нами провода. Для гибких проводников при напряжении кВ. и выше необходима проверка по условиям коронирования. Разряд в виде «короны» возникает около провода при высоких напряженностях электрического поля и сопровождается потрескиванием и свечением. Процессы ионизации воздуха вокруг провода приводят к дополнительным потерям энергии, к возникновению электромагнитных колебаний, создающих радиопомехи и к образованию озона, вредно влияющего на поверхности контактных соединений. Правильный выбор проводника должен обеспечить уменьшение действие короны до допустимых значений. Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля, кВ/см: где m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=0,82), ro
= 0,99 — радиус провода, см. Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению, кВ/см: где U — линейное напряжение, кВ; Dc
р
— среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см. Dср
= 1,26D, где D — расстояние между соседними фазами, см. Для нашего расчета принимаем D = см, тогда Dc
р
= 1,26*80 = 101 см, Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 0,9Eo
. Таким образом, условие проверки на корону можно записать в виде: 1,07Е < 0,9Ео
1,07* 5,29 < 0,9 * 32,27 = 5,66 < 26,14 (кВ/cм) — т.е. условие соблюдается и коронирование будет отсутствовать. Сторона НН. Экономическая плотность тока для нашего расчета равна — jэк
=1,0 [А/мм2
] Определяем расчетное сечение Fрасч
= 550/1.0 = 550 мм2
Предварительно выбираем токопровод, состоящий из одного провода АС-600/72, Iдоп
=1050 А одного провода, т.е., что выше расчетного тока. Определяем ток ремонтного и послеаварийного режимов Iр
форс
= 1,3 * 550 = 715 [А] — отсюда мы видим, что ток ремонтного и послеаварийного режимов, меньше допустимого тока для выбранного нами провода. Выбор шин ЗРУ НН. В закрытых распредустройств 6-10 кВ. ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой их стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. При токах до 3000 А применяются одно — и двухполосные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения, т.к. они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта, а также обеспечивают лучшие условия охлаждения (допустимая плотность тока в шинах коробчатого сечения значительно больше, 1,92 а/мм2
вместо 1,47 а/мм2
).

Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам (ошиновка) 6-10 кВ. из проводников прямоугольного и коробчатого профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах. Согласно ПУЭ сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых распредустройств всех напряжений по экономической плотности тока не проверяются. Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току).

При этом учитываются не только нормальные, но и ремонтные и послеаварийные режимы с учетом поправки при расположении шин плашмя или при температуре воздуха отличной от принятой в справочной литературе (25о
С).

Допустимая температура нагрева продолжительного режима, согласно ПУЭ, для алюминиевых шин +70о
С. Для нашей подстанции со стороны НН Iнорм
= 550 А, а Imax
= 715 А. Принимаем однополосные прямоугольные алюминиевые шины сечением 50х6 мм2
,
площадью сечения 300 мм2
, с допустимым током 740 А, то есть b = 6 мм = 0,6 см, h = мм = 5,0 см. Алюминий марки АО, допустимое напряжение в материале шин доп
= 82,3 Мпа, модуль упругости Е = 7 * sup /sup> Мпа. Проверка шин на термическую стойкость: Для ввода кВ трансформатора: Для выключателя типа ВЧБЭ — — полное время отключения составляет — tоткл
в
= 0, C; Время выдержки времени релейной защиты примем, согласно карте уставок, tРЗ
= 4,0 С. Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, Та
=0,15 С. Ток КЗ в точке К3 Время действия тока КЗ определяется по формуле: (23/12/) Тепловой импульс будет равен: (24/12/) Минимально допустимое сечение для этого импульса равно: (25/12/) где — функция для определённого материала шин (для нашего расчёта это алюминий), приведённая в таблице 3.16, стр.141, /л.12. / qmin
= 57,42 мм2
< q = 300 мм2
. Условие проверки выполнено. Проверка сборных шин на электродинамическую стойкость: (26/12) где l — длина пролета между изоляторами, м; J — момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы см4
. Для шин, расположенных «плашмя» — см4
/л.12., табл.,4.1., стр., 179/ Для шин, расположенных на «ребро» — см4
, /л.12., табл.,4.1., стр., 179/ где h — ширина шины, b — толщина шины. q — поперечное сечение шины, см2
. Для нашего расчёта: при расположении шин «плашмя» см4
при расположении шин на «ребро» см4
Расстояние между изоляторами при расположении шин «плашмя»: м2
откуда l = 1,34 м, примем l = 1,3 м. Расстояние между изоляторами при расположении шин на «ребро»: м2
откуда l = 0,39 м. Выбирается расположение шин «плашмя», для экономии изоляторов. Рассчитывается наибольшее усилие при 3-х фазном КЗ: н/м (27/12) где: а — расстояние между фазами (а = 0,8 м).

н/м Рассчитывается изгибающий момент (Mmax
): (28/12/) Рассчитывается напряжение в материале шины, возникающие при воздействии изгибающего момента, МПа: , МПа (29/12/) где: W — момент сопротивления шины относительно оси перпен-дикулярной действию усилия, см3 cм3
(30/12/) см3
отсюда МПа Шины механически прочны если выполняется условие: где — допустимое напряжение в материале шин (для алюминиевого сплава АД31Т МПа).

Для нашего расчёта:

  • шины прочны. Выбор изоляторов. В распределительных устройствах шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям: по номинальному напряжению Uуст
    < Uном
    ; по допускаемой нагрузке Fрасч
    < Fдоп
    , где Fрасч
    — сила, действующая на изолятор; Fдоп
    — допустимая нагрузка на головку изолятора; Fдоп
    = 0,6 Fразр
    , (31/12/) где Fразр
    — разрушающая нагрузка на изгиб по каталогам. По каталогам выбираем опорный изолятор типа И8 — III УХЛ2, со следующими параметрами: Номинальное напряжение Uном
    = кВ.; Испытательное напряжение грозового импульса кВ.; Минимальная механическая разрушающая сила на изгиб Fразр
    = 8 000 Н. При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз и расположении шин «плашмя» расчетная сила в Н, действующая на изгиб равна: ; (32/12/) где iу
    = 6540 А — ударный ток на стороне кВ.; l = 1,3 м — расстояние между изоляторами; а= 0,8 м — расстояние между фазами; Fдоп
    = 0,6 Fразр
    =0,6 * 8000 = 4800 (Н), отсюда видно, что Fрасч
    значительно меньше Fдоп
    , т. е опорный изолятор выбранного типа подходит нам по всем параметрам. Проходные изоляторы выбираются: по напряжению Uуст
    < Uном
    ; по номинальному току Imax
    < Iном
    ; по допустимой нагрузке Fрасч
    < Fдоп
    По каталогу выбираем проходной изолятор типа ИПУ 10/3150 — 12,5 УХЛ2, со следующими параметрами: Номинальное напряжение Uном
    = кВ.; Номинальный ток Iном
    = 3150 А; Минимальная механическая разрушающая сила на изгиб Fразр
    = 500 Н. По номинальному току выбранный изолятор проходит, т.к., у нас Imax
    = 715 А < 3150 А. Проверяем изолятор ИПУ 10/3150 — 12,5 УХЛ2 на механическую прочность: Fрасч
    = 0,5 * Fи
    = 0,5 * 12,02 = 6,01 (Н) Fдоп
    = 0,6 Fразр
    = 0,6 * 500 = 7 500 (Н), отсюда видно, что Fрасч
    значительно меньше Fдоп
    , т. е проходной изолятор выбранного типа подходит нам по всем параметрам. Выбор электрических аппаратов. Для установки на стороне 110 кВ принимаем выключатель серии ВГТ — 110II — 40/2500 У1 (трехполюсный элегазовый баковый выключатель), предназначеный для выполнения коммутационных операций в нормальных и аварийных в сетях трехфазного тока при нормальной частоте. Основными особенностями выключателя являются: 1. Корпус выключателя выполнен методом голоплодного алюминиевого литья; 2. Лавсаноэпоксидные опорные изоляторы в подвеске дугогасительного устройства; 3. Гидропривод с работой в операции отключения кДж; 4. Система управления и диагностики; 5. Дугогасительное устройство автокомпрессионного типа; 6. Фарфоровые ввода с цилиндрическими покрышками; 7. Содержит баковый выключатель со встроенными трансформаторами тока и гидравлический привод; Условия выбора и проверки выключателя на стороне ВН приведены в таблице 3 Таблица 3-Выбор выключателей на стороне 110 кВ.

    Расчётные данные

    Каталожные данные

    ВГБУ-110III — 40/2000У1

    Условия выбора

    U
    уст

    = 110 кВ

    U
    ном

    = 110 кВ

    U
    уст

    Uном

    I
    р

    форс
    = А

    I
    ном

    = 2500 А

    I
    ном

    > Iр
    форс

    i
    у

    = 2,81 кА

    i
    дин

    = 102 кА

    i
    у

    iдин

    B
    к

    = 0,65 кА2
    с

    I
    2

    тер
    tтер
    = sup>2 3 =

    4800 кА
    2

    с

    B
    к

    I2
    тер
    tтер

    Полное время отключения выключателя составляет 0,055 секунд.

    Проверим выключатель:

    По номинальному напряжению:

    U
    уст

    =110 кВ = Uном
    =110кВ

    По току максимального режима:

    I
    р

    форс
    = А< Iном
    =2000 А

    По электродинамической стойкости:

    i
    у

    =2,81 кА< iдин
    =102 кА

    Производим проверку выключателя по тепловому импульсу.

    Определяем тепловой импульс от тока к. з.:


    (

    33/12/)

    где: t
    откл

    = tрз
    max
    + tов
    = 0,5 + 0,055=0,555 секунды

    где: t
    ов

    = 0,055 — полное время отключения выключателя, С;

    t
    рз

    max
    = 0,5 — максимальное время действия релейной защиты, С;

    Т
    а

    = 0,03 — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, С;

    • периодическая составляющая тока КЗ на шинах 110 кВ, кА.

    Условие термической стойкости будет иметь вид:

    В
    К

    I2
    тер
    * tтер
    (
    34/12/)

    где: I
    тер

    = кА; tтер
    =3 с — ток и время термической стойкости выключателя.

    Тогда:

    В
    К

    = 0,9 кА2
    *с I2
    тер
    *tтер
    =402
    *3=4800 кА2

    По всем параметрам выключатель нам подходит.

    Для установки на стороне кВ. принимаем выключатель серии ВГБ-35-12,5/1000 У1 (трехполюсный элегазовый баковый выключатель), предназначенный для выполнения коммутационных операций в нормальных и аварийных в сетях трехфазного тока при нормальной частоте.

    Основные преимущества выключателей данной серии:

    1. Полная заводская готовность, обеспечивающая простой и быстрый монтаж, выключатель поставляется полностью отрегулированным, заполненным элегазом до рабочего давления.

    2. Отсутствие динамических нагрузок на фундамент при работе (установка на одной опоре с облегченным фундаментом).

    3. Простые и надежные дугогасительные устройства, содержащие минимально возможное количество подвижных элементов и работающие на принципе вращения электрической дуги в магнитном поле, создаваемом током, протекающим через гасительное устройство. Этот способ гашения гарантирует отсутствие перенапряжений даже при отключении малых индуктивных токов и отключение без повторных пробоев емкостных токов до 630 А.

    4. Большие механические и коммутационные ресурсы, обеспечивающие при нормальных условиях эксплуатацию без ремонта в течение всего срока службы выключателя.

    Наличие единственного на выключатель динамического уплотнения с «жидкостным затвором» и высокотехнологичного алюминиевого сварного бака гарантирует пониженный уровень естественных утечек элегаза.

    5. Высокая надежность: даже при падении избыточного давления элегаза до нуля выключателя выдерживает длительное воздействие напряжения 52кВ. и отключает ток нагрузки до 630А.

    6. Использование чистого элегаза в исполнении ХЛ1 (до минус sup> 0 С).

    7. встроенных трансформаторов тока, позволяющих в большинстве случаев отказаться от применения выносных трансформаторов тока наружной установки.

    8. Взрыво и пожаробезопасность. Условия выбора и проверки выключателя на стороне СН приведены в таблице 4

    Таблица 4-Выбор выключателей на стороне кВ.

    Расчётные данные

    Каталожные данные

    ВГБЭ-35 — 12,5-УХ1

    Условия выбора

    U
    уст

    = кВ

    U
    ном

    = кВ

    U
    уст

    Uном

    I
    р

    форс
    = 215 А

    I
    ном

    = 630 А

    I
    ном

    > Iр
    форс

    i
    у

    = 4,24 кА

    i
    дин

    = кА

    i
    у

    iдин

    B
    к

    = 8,71 кА2
    с

    I
    2

    тер
    tтер
    = 12,52
    3 =

    468 кА
    2

    с

    B
    к

    I2
    тер
    tтер

    Полное время отключения выключателя составляет 0,07 секунд.

    Проверим выключатель:

    По номинальному напряжению:

    U
    уст

    =35 кВ = Uном
    = кВ

    По току максимального режима:

    I
    р

    форс
    = 215 А< Iном
    =630 А

    По электродинамической стойкости:

    i
    у

    =4,24 кА< iдин
    =35 кА

    Производим проверку выключателя по тепловому импульсу.

    Определяем тепловой импульс от тока к. з.:

    где: t
    отк

    = tрз
    max
    + tов
    =1,5 + 0,07=1,57 С где:

    t
    ов

    = 0,07 — полное время отключения выключателя, С.

    t
    рз

    max
    = 1,5 — максимальное время действия релейной защиты, С;

    = 1,65 — периодическая составляющая тока короткого замыкания на

    шинах кВ, кА;

    Т
    а

    = 0,02 — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, С;

    Условие термической стойкости будет иметь вид:

    В
    К

    I2
    тер
    * tтер

    где: I
    тер

    = 12,5 кА; tтер
    =3 с — ток и время термической стойкости выключателя.

    Тогда:

    В
    К

    = 4,33 кА2
    *с I2
    тер
    *tтер
    =12,52
    *3=468 кА2

    По всем параметрам выключатель нам подходит.

    Для установки со стороны кВ. принимаем комплектное распределительное устройство серии К-01Э на рабочее напряжение кВ с выключателями типа ВБЭ-10-31,5/3150, устанавливаемые в закрытых помещениях.

    Комплектное распределительное устройство напряжением 6 — кВ. серии К-01Э предназначено для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока промышленной частоты Гц и напряжением 6 — кВ.

    КРУ серии К-01Э применяются в качестве распределительных устройств 6 — кВ., в том числе и распределительных устройств трансформаторных подстанций, включая комплектные трансформаторные подстанции (блочные) 35/6 — кВ, 110/6-1 — кВ, 110/35/10 кВ, для электрических сетей промышленности, сельского хозяйства, электрических станций и железнодорожного транспорта.

    Шкафы КРУ предназначены для работы внутри помещения климатическое исполнение У3 или Т3.

    При необходимости применения КРУ серии К-01Э в помещениях с температурой окружающего воздуха ниже минус sup> 0 С, в шкафах КРУ предусматривается установка обогревательных элементов, обеспечивающих нормальные температурные условия работы комплектующей аппаратуры. Данные нагреватели включаются автоматически при понижении температуры ниже минус sup>0 С.

    КРУ серии К-01Э соответствуют ГОСТ 14693-90.

    КРУ поставляется отдельными шкафами с элементами для стыковки шкафов в распредустройств, также КРУ может поставляться транспортными

    блоками до трех шкафов в блоке со смонтированными в пределах блока соединениями главных и вспомогательных цепей.

    КРУ серии К-01Э рассчитаны на двухстороннее обслуживание.

    Шкафы КРУ унифицированы и независимо от схем электрических соединений главной цепи имеют аналогичную конструкцию основных узлов и одинаковые габаритные размеры.

    Условия выбора и проверки выключателя на стороне НН приведены в таблице 5

    Таблица 5-Выбор выключателей на стороне кВ.

    Расчётные данные

    Каталожные данные

    ВЧБЭ-10 —

    Условия выбора

    U
    уст

    = кВ

    U
    ном

    = кВ

    U
    уст

    Uном

    I
    р

    форс
    = 715 А

    I
    ном

    = 1000 А

    I
    ном

    > Iр
    форс

    i
    у

    = 6,54 кА

    i
    дин

    = кА

    i
    у

    iдин

    B
    к

    = 494,29 кА2
    с

    I
    2

    тер
    tтер
    = sup>2 3 =

    1200 кА
    2

    с

    B
    к

    I2
    тер
    tтер

    Полное время отключения выключателя составляет 0,05 С.

    Проверим выключатель: по номинальному напряжению:

    U
    уст

    =10 кВ = Uном
    = кВ

    По току максимального режима:

    I
    р

    форс
    = 715 А< Iном
    =1000 А

    По электродинамической стойкости:

    i
    у

    =6,54 кА< iдин
    =51 кА

    Производим проверку выключателя по тепловому импульсу.

    Определяем тепловой импульс от тока к. з.

    где: t
    отк

    = tрз
    max
    + tов
    =4,0 + 0,05 =4,05 С где:

    t
    ов

    = 0,08 — полное время отключения выключателя, С;

    t
    рз

    max
    = 4,0 — максимальное время действия релейной защиты, С;

    = 2,55 — периодическая составляющая тока короткого замыкания на

    шинах кВ, кА;

    Т
    а

    = 0,02 — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, С;

    Условие термической стойкости будет иметь вид:

    В
    К

    I2
    тер
    * tтер
    где:

    I
    тер

    = кА; tтер
    =3 с — ток и время термической стойкости выключателя.

    Тогда:

    В
    К

    = 26,47 кА2
    *с I2
    тер
    *tтер
    =202
    *3= 1200 кА2

    По всем параметрам выключатель нам подходит.

    Выбор разъединителей.

    На стороне ВН принимаем разъединители серии РГН — 110/1000 У1 (таблица 6)

    Таблица 6

    Расчетные данные

    Паспортные данные

    Условия выбора

    U
    УСТ

    =110 [кВ]

    U
    НОМ

    =110 [кВ]

    U
    НОМ

    > UУСТ

    I
    Р

    ФОРС
    =68,9 [А]

    I
    НОМ

    = 1000 [А]

    I
    НОМ

    > IР
    ФОРС

    i
    У

    = 2,81 [кА]

    i
    ДИН

    = [кА]

    i
    ДИН

    > iУ

    На стороне СН принимаем разъединители серии РЛНД-35/1000 (таблица 7).

    Таблица 7

    Расчетные данные

    Паспортные данные

    Условия выбора

    U
    УСТ

    =35 [кВ]

    U
    НОМ

    =35 [кВ]

    U
    НОМ

    > UУСТ

    I
    Р

    ФОРС
    = 215 [А]

    I
    НОМ

    = 1000 [А]

    I
    НОМ

    > IР
    ФОРС

    i
    У

    = 4,24 [кА]

    i
    ДИН

    = [кА]

    i
    ДИН

    > iУ

    Выбор измерительных трансформаторов тока.

    На стороне 110 кВ трансформатора к установке приняты выносные трансформа-торы тока типа ТФЗМ110-У1. Каталожные данные трансформатора в соответствии с таблицей П4.5 / 7/сведены в таблицу 8

    Таблица 8-Условия выбора трансформатора тока на стороне 110 кВ

    Условия выбора

    Расчётные параметры цепи

    Каталожные данные

    U
    уст

    ? Uном

    U
    уст

    = 110 кВ

    U
    ном

    = 110 кВ

    I
    утж

    ? I1,
    ном

    I
    утж

    = 109 А

    I
    1,

    ном
    = 100 А

    В
    к

    ?

    В
    к

    =0,65 кА2
    ;

    • с

    z
    2

    ? z2,
    ном

    z
    2

    = 0,59 Ом

    z
    2

    ,
    ном
    = 0,8 Ом

    Вторичную нагрузку ТФЗМ 110-1-100/5 составляет амперметр типа Э-365 и счётчики активной и реактивной энергии.

    Рисунок 9-Схема включения измерительных приборов на стороне ВН.

    Для определения мощности, потребляемой измерительными приборами составим таблицу 9

    Таблица 9-Вторичная нагрузка трансформатора тока.

    Прибор

    Тип

    Потребляемая мощность, кВА

    А

    В

    С

    N

    Амперметр

    Э — 365

    0,5

    Счётчик активно/реактивный

    «Меркурий-230A (R)»

    0,5

    0,5

    Итого

    0,5

    0,5

    0,5

    Сопротивление приборов определяем по наиболее загруженной фазе

    (35/7/)

    Сопротивление контактов принимаем r
    к

    =0,1 Ом, так как в схеме ТА на пути фаза — ноль обтекается током более трёх приборов.

    Допустимое сопротивление проводов при схеме соединения, указанной на рисунке

    Ом (36/7/)

    Определяем расчётное сечение провода при длине провода в один конец примерно метров и м — при установке измерительных приборов в двух фазах.

    (37/7/)

    К установке принят контрольный кабель марки КВВГ сечением q
    c

    танд
    = 4,0 мм2
    . Определяем действительную нагрузку на ТА:

    Ом (38/7/)

    Все условия проверки выполнены. Следовательно, трансформатор выбран верно.

    На напряжение кВ выбраны трансформаторы тока типа ТФЗМ 35. Каталожные данные трансформатора в соответствие с таблицей П4.5 / 7/сведены в таблицу

    Таблица 10-Условия выбора трансформатора тока на стороне кВ

    Условия выбора

    Расчётные параметры цепи

    Каталожные данные ТФЗМ-35У1

    U
    уст

    ? Uном

    U
    уст

    = кВ

    U
    ном

    = кВ

    I
    утж

    ? I1,
    ном

    I
    утж

    = 264 А

    I
    1,

    ном
    = 300 А

    i
    у

    ? Iн,
    дин

    i
    у

    = 4,57 кА

    I
    н,

    дин
    = кА

    В
    к

    ? IТ
    2
    ;

    • tТ

    В
    к

    = 5,04 кА2
    ;

    • с

    I
    Т

    2
    ;

    • tТ
      = sup>2 ;
    • 3 = 300 кА2
      ·с

    z
    2

    ? z2
    ,
    ном

    z
    2

    = 0,62 Ом

    z
    2

    ,
    ном
    = 0,8 Ом

    Рисунок10 — Схема включения измерительных приборов на стороне СН.

    Вторичную нагрузку трансформатора тока составляют приборы, перечень которых в соответствии с таблицей 4.11/8/приведён в таблице

    Таблица 11-Вторичная нагрузка ТВ35

    Прибор

    Тип

    Потребляемая мощность, кВА

    А

    В

    С

    N

    Амперметр

    Э — 365

    0,5

    Счётчик активно/реактивный

    «Меркурий-230A (R)»

    0,5

    0,5

    Итого

    0,5

    0,5

    0,5

    Сопротивление приборов определяем по наиболее загруженной фазе

    Сопротивление контактов принимаем r
    к

    =0,1 Ом, так как в схеме ТА на пути фаза — ноль обтекается током более трёх приборов.

    Допустимое сопротивление проводов при схеме соединения, указанной на рисунке 10:

    Ом

    Определяем расчётное сечение провода при длине провода в один конец примерно метров и м — при установке измерительных приборов в двух фазах.

    К установке принят контрольный кабель марки КВВГ сечением q
    c

    танд
    = 2,5 мм2
    . Определяем действительную нагрузку на ТА:

    Ом

    Все условия проверки выполнены. Следовательно, трансформатор выбран верно.

    На стороне кВ трансформаторы тока входят в комплект оборудования шкафов КРУ. Для КРУ серии К-01Э приняты трансформаторы тока типа ТЛК-10. Каталожные данные приведены в таблице 11.

    Таблица 12-Выбор трансформатора тока типа ТЛК-10 У3 на вводных ячейках

    Условия выбора

    Расчётные параметры цепи

    Каталожные данные

    U
    уст

    ? Uном

    U
    уст

    = кВ

    U
    ном

    = кВ

    I
    утж

    ? I1,
    ном

    I
    утж

    = 715 А

    I
    1,

    ном
    = 1000 А

    В
    к

    ? IТ
    2
    ;

    • tТ

    В
    к

    = 27,25 кА2
    ;

    • с

    I
    Т

    2
    ;

    • tТ
      = sup>2 ;
    • 3 = 768 кА2
      ·с

    z
    2

    ? z2
    ,
    ном

    z
    2

    = 0,57 Ом

    z
    2

    ,
    ном
    = 1,2 Ом

    Рисунок — Схема включения измерительных приборов на стороне НН.

    Вторичная нагрузка ТЛК-10 У3 в соответствии с таблицей 4.11/8/сведены в таблице 13.

    Таблица 13-Вторичная нагрузка ТЛК-10 У3

    Приборы

    Тип прибора

    Нагрузка фазы, ВА

    А

    В

    С

    Амперметр

    Э-365

    0,5

    Варметр

    Д-335

    0,5

    0,5

    Ваттметр

    Д-335

    0,5

    0,5

    Счётчик активно/реактивный

    Альфа

    Менее 3,6 Вт

    Итого

    6,1

    Сопротивление приборов определяем по наиболее загруженной фазе

    Сопротивление контактов принимаем r
    к

    =0,1 Ом, так как в схеме ТА на пути фаза — ноль обтекается током более трёх приборов. Допустимое сопротивление проводов при схеме соединения, указанной на рисунке 10:

    Ом

    Определяем расчётное сечение провода при длине провода в один конец примерно 4 метра и м — при установке измерительных приборов в двух фазах.

    К установке принят контрольный кабель марки КВВГ сечением q
    c

    танд
    = 2,5 мм2
    . Определяем действительную нагрузку на ТА:

    Ом

    Все условия проверки выполнены. Следовательно, трансформатор тока выбран верно.

    Выбор измерительных трансформаторов напряжения.

    На напряжении 110 кВ предварительно выбраны трансформаторы напряжения типа НАМИ — 110-УХЛ1. Каталожные данные приведены в соответствии с таблицей 5.13/6 /.

    Условия выбора:

    U
    уст

    = 110 кВ ? Uном
    = 110 кВ,

    S

    = 61,756 ВА ? S2
    H
    = 400 ВА

    где S
    2

    H
    = 450 ВА — номинальная мощность измерительного трансформатора в классе точности 0,5.

    Вторичная нагрузка трансформатора НАМИ — 110 — УХЛ1 приведена в таблице Перечень приборов в соответствии с таблицей 4.11/8 /.

    Таблица 14-Вторичная нагрузка трансформатора напряжения НАМИ-110-УХЛ1

    Приборы

    Тип прибора

    Мощность одной обмотки

    Число обмоток

    cos ц

    sin ц

    Число приборов

    Общая потребляемая мощность

    Р, Вт

    Q, Вар

    Вольтметр

    Э-365

    2

    1

    1

    0

    1

    2

    Датчик регистра-тора аварийных параметров

    АУРА

    1

    1

    0

    1

    Ваттметр

    Д-335

    1,5

    2

    1

    0

    1

    3

    Варметр

    Д-335

    1,5

    2

    1

    0

    1

    3

    Счётчик активно/реактив.

    Меркурий-230А/R

    2

    2

    0,38

    0,925

    2

    8

    19,48

    Итого

    48,68

    Полная мощность вторичной нагрузки трансформатора напряжения:

    где P
    2

    У
    и P2
    У
    суммарная активная и реактивная нагрузка трансформатора напряжения.

    Условия проверки выполнены, следовательно, трансформатор напряжения выбран верно.

    На напряжение кВ предварительно выбран трансформатор напряжения типа НАМИ-35-УХЛ1.

    Условия выбора:

    U
    уст

    = кВ ? Uном
    = кВ,

    S

    = 57,731 ВА ? S2
    H
    = 360 ВА.

    Вторичная нагрузка трансформатора приведена в таблице Перечень приборов в соответствии с таблицей 4.11/8 /.

    Таблица 15-Вторичная нагрузка трансформатора напряжения НАМИ-35-УХЛ1

    Приборы

    Тип прибора

    Мощность одной обмотки

    Число обмоток

    cos ц

    sin ц

    Число приборов

    Общая потребляемая мощность

    Р, Вт

    Q, Вар

    Вольтметр

    Э-365

    2

    1

    1

    0

    1

    2

    Ваттметр

    Д-335

    1,5

    2

    1

    0

    1

    3

    Варметр

    Д-335

    1,5

    2

    1

    0

    1

    3

    Счётчик активно/реактив

    Меркурий-230А/R

    2

    2

    0,38

    0,925

    2

    8

    19,48

    Продолжение таблицы

    Датчик регистра-тора аварийных параметров

    АУРА

    3

    1

    1

    0

    1

    3

    Итого

    48,68

    Полная мощность вторичной нагрузки трансформатора напряжения:

    Условия проверки выполнены, следовательно, трансформатор напряжения выбран верно.

    На напряжение кВ измерительные трансформаторы напряжения входят в комплект оборудования шкафов КРУ.

    Для КРУ типа К-104 приняты трансфор-маторы напряжения типа НАМИТ-10-УХЛ2.

    Условия выбора:

    U
    уст

    = кВ ? Uном
    = кВ,

    S

    = 134,7 ВА ? S2
    H
    =200 ВА в классе точности 0,5.

    Полная мощность вторичной нагрузки:

    Вторичная нагрузка трансформатора приведена в таблице Перечень приборов в соответствии с таблицей 4.11/8 /.

    Таблица 16-Вторичная нагрузка трансформатора напряжения НАМИТ-10-УХЛ2

    Приборы

    Тип прибора

    Мощность одной обмотки

    Число обмоток

    cos ц

    sin ц

    Число приборов

    Общая потребляемая мощность

    Р, Вт

    Q, Вар

    Вольтметр

    Сборн. шина

    Э-365

    2

    1

    1

    0

    1

    2

    Ваттметр

    Ввод кВ от трансформатора

    Д-335

    1,5

    2

    1

    0

    1

    3

    Варметр

    Д-335

    1,5

    2

    1

    0

    1

    3

    Счётчик активно/реактивный

    Меркурий-230

    2

    2

    0,38

    0,925

    1

    4

    9,74

    3

    2

    0,38

    0,925

    1

    6

    14,6

    Счётчик активно/реактивный

    Линии кВ

    Меркурий-230

    2

    2

    0,38

    0,925

    4

    38,9

    3

    2

    0,38

    0,925

    4

    58,4

    Итого

    121,6

    Выбор устройств защиты от перенапряжений.

    От атмосферных и внутрених перенапряжений трансформаторы защищают ограничителями перенапряжений (ОПН — ограничитель перенапряжения нелинейный).

    Установка ОПН необходима на вводах силовых трансформаторов, подключенных к воздушным ЛЭП. При этом не допускается установка между разрядников и вводом силового трансформатора коммутационных аппаратов. ОПН также устанавливаются в нейтралях силовых трансформаторов в тех слу-чаях, когда для ограничения токов нулевой последовательности применяют разземление нейтрали.

    ОПН имеют значительное преимущество перед разрядниками, которое заключается в следующем:

    • высокая эффективность защитных действий;
    • большая энергетическая прочность при ограничении перенапряжений от грозовых воздействий и при включениях;
    • стойкость к динамическим перенапряжениям;
    • высокая эксплуатационная устойчивость и надежность;
    • приспособленность к работе в условиях загрязненности;
    • простой монтаж и эксплуатация, так как применение нестарящихся варисторов допускает не проводить профилактические испытания и контроль токов проводимости в эксплуатации;
    • устойчивость к актам вандализма.

    Для защиты оборудования на стороне 110 кВ. принимаем ограничитель перенапряжения типа ОПНп — 110/420/86 — 24-III-УХЛ1 со структурой обозначения параметрами:

    ОПН — ограничитель перенапряжения нелинейный;

    П — полимерная изоляция;

    110 — для сетей класса напряжения 110 кВ.;

    620 — амплитуда испытательного прямоугольного импульса длительностью 2000 мкс, А;

    • наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение ограничителя (действующее значение), кВ;
    • номинальный разрядный ток, кА;

    УХЛ — климатическре исполнение;

    Для защиты оборудования на стороне кВ. принимаем ограничитель напряжения типа ОПНп — 35/40,5-10 — III — УХЛ1, со следующей структурой обозначения и параметрами:

    ОПН — ограничитель перенапряжения нелинейный;

    п — полимерная изоляция;

    • для сетей класса напряжения кВ.;

    40,5 — предельно допустимое рабочее напряжение, кВ;

    III — категория помещения;

    УХЛ1 — климатическое исполнение.

    • номинальный разрядный ток, кА;

    Для защиты оборудования на стороне кВ. принимаем ограничитель перенапряжения типа ОПН — П — 10/11,7/10 (II) — УХЛ1 со следующими параметрами:

    • номинальное напряжение сети кВ.;
    • длительно допустимое рабочее напряжение 11,7 кВ.;


      2.6 Выбор и расчёт уставок микропроцессорных устройств РЗА трансформаторов ПС Холмск — Южная

      2.6.1 Общие уставки Выбору
      подлежат: Iном ВН — номинальный вторичный ток стороны ВН, соответствующий его номинальной мощности, А; Iном СН — номинальный вторичный ток стороны СН, соответствующий его номинальной мощности, А; Iном НН — номинальный вторичный ток стороны НН, соответствующий его номинальной мощности, А; Группа ТТ ВН — группа сборки цифровых ТТ на стороне ВН; Группа ТТ СН — группа сборки цифровых ТТ на стороне СН; Группа ТТ НН — группа сборки цифровых ТТ на стороне НН; Размах РПН — размах регулирования РПН.

    Уставки выбираются исходя из реально возможного диапазона регулирования РНП, в этом случае номинальным высшим напряжением будет считаться середина реально используемого размаха РПН. Реально используемый диапазон регулирования составит: 115 * (1 — 0,16) … 126 кВ В данном случае крайнее высшее напряжение ограничено не положением РПН, а наибольшим допустимым для данной ступени напряжения. В этом случае серединой диапазона будет являться: (96,6+ 126) / 2 = 111,3 кВ Далее произведем выбор основных уставок устройства РЗА «Сириус-Т»: Таблица 17-Выбор общих уставок УРЗА «Сириус-Т»

    Наименование параметра

    Числовое значение для стороны

    111,3

    38,5

    Номинальный первичный ток

    165

    550

    n
    ТТ

    100/5

    300/5

    1000/5

    Вторичный ток в плечах защиты, А

    2,65

    2,75

    2,75


    2.6.2 Дифференциальная отсечка (ДЗТ-1) Согласно

    [23] уставка должна выбираться из двух условий:

    • отстройки от бросков токов намагничивания силового трансформатора;
    • отстройки от максимального первичного тока небаланса при внешнем КЗ.

    Отстройка от броска тока намагничивания осуществляется минимальной уставкой, которая с большим запасом перекрывает данное условие. Производителем рекомендуется использовать минимальную уставку Iдиф/Iном = 4. Отстройка от тока небаланса при внешнем КЗ будет соблюдена при выполнении условия: (39/9/) где: Котс
    — коэффициент отстройки, равный 1,2; Кнб
    (1
    ) —
    отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведённой амплитуде сквозного тока КЗ, принимается равным 0,7; Iскв
    макс
    отношение максимального сквозного тока на стороне ВН (у нас IПО1
    ) к номинальному току этой стороны. Отстройка отсечки от внешних КЗ на стороне СН будет равна: Отстройка отсечки от внешних КЗ на стороне НН будет равна: Принимаем минимальную уставку, равную 4. Видно, что уставка, выбранная по отстройке от внешнего КЗ значительно выше уставки, выбранной по отстройке от броска тока намагничивания.

    2.6.3 Дифференциальная защита трансформатора (ДЗТ-2) Тормозная
    характеристика защиты приведена на рисунке 12, она построена в относительных единицах, т.е. токи приведены к номинальному току стороны ВН. Выбору подлежат: Iд1
    sub>ном — базовая уставка ступени; Кторм
    — коэффициент торможения; Iт2
    /I
    ном
    — вторая точка излома тормозной характеристики; Iдг2
    sub>дг1 — уставка блокировки от второй гармоники. Базовая уставка определяет чувствительность рассматриваемой ступени защиты. Следует принимать минимально возможную уставку, поэтому Iд1
    sub>ном = 0,3 Рисунок — Тормозная характеристика дифференциальной защиты. Кторм
    должен обеспечить несрабатывание ступени при сквозных токах, соответствующих второму участку тормозной характеристики. Расчётный ток небаланса согласно [23] состоит из трёх составляющих: Iнб
    расч
    = (Кпер
    * Кодн
    * е + ДUрпн
    + Дf) * Iскв (40/9/) где: Кпер
    = 2,0 — коэффициент, учитывающий переходный режим; Кодн
    = 1,0 — коэффициент однотипности ТТ; е = 0,1 — относительное значение полной погрешности ТТ; ДUрпн
    = 0,16 — диапазон регулирования РПН; Дf = 0,04 — коэффициент, учитывающий метрологические неточности. Расчётный ток небаланса будет равен: Iнб
    расч
    = (2,0 * 1,0 * 0,1 + 0,16 + 0,04) * 1240/53 = 51,48 Коэффициент снижения тормозного тока: Ксн
    т
    = 1 — 0,5 * (Кпер
    * Кодн
    * е + ДUрпн
    + Дf) =1-0,5;

    • (2,0 * 1,0 * 0,1 + 0,16 + 0,04) = 0,8 (41/9/) Коэффициент торможения: = (42/9/) Вторая точка излома тормозной характеристики для трансформаторов несущих в значительной части двигательную нагрузку согласно рекомендации завода-изготовителя принята Iт2
      /I
      ном
      = 2 В этом случае необходимо проверить, что точка 1 излома характеристики не заходит за точку Iт1
      sub>ном = (Iт2
      sub>ном ) * 100/Кторм
      = 0,3 * 100/60 = 0,5 (43/9/) 0,5 < 2,0 — следовательно, условие выполняется. Уставка блокировки от второй гармоники Iдг2/Iдг1 на основании опыта фирм, давно использующих такие защиты принимается равной Iдг2
      sub>дг1 = 0,15

    2.6.4 Сигнализация небаланса в плечах защиты (ДЗТ-3) Согласно
    рекомендации завода-изготовителя следует принять уставки: Iд/Iном = 0,1; tсз = с.

    2.6.5 Защита от перегрузки
    Согласно [23] уставка сигнала от перегрузки выбирается по условию: Iсз
    = Котс
    * Iном
    / Кв
    (44/9/) При этом номинальный ток Iном следует принимать на 5% больше с учётом возможного его увеличения при регулировании напряжения [23]. На основании вышеизложенного: Iсз
    = 1,05 * 53/0,95 = 58,58 А = А 13.1.7 Проверка чувствительности. По ПУЭ чувствительность диффзащиты трансформатора должна быть больше 2,0: (45/9/)

    2.6.6 Выбор уставок устройства защиты «Сириус-3УВ»
    Микропроцессорное устройство защиты «Сириус-3УВ» имеет в своём составе трёхступенчатую МТЗ, однако в данном случае все три ступени будут использоваться с одной уставкой. Уставка срабатывания МТЗ на стороне 110 кВ определяется по выражению: Iсз
    = Котс
    * kзап
    * Iраб
    макс
    / kв
    (46/9/) где kзап
    — коэффициент, учитывающий самозапуск двигателей нагрузки, принятый равным 2,5. В этом случае ток срабатывания защиты равен: Iсз = 1,2 * 2,5 *68,9/0,95 = 217,57 = 218 А Время срабатывания защиты больше на ступень селективности III ступени дистанционной защиты питающей линии, принятой tсз = 2,0 с, тогда время срабатывания МТЗ: tсз = 2,0 + 0,3 = 2,3 с Чувствительность при КЗ на шинах 6 кВ должна быть не меньше 1,5: (47/9/)

    3. Технологическая часть


    3.1 Назначение, характеристики и устройство разъединителей 110 кВ

    Одним из важнейших мероприятий, обеспечивающих безопасность проведения работ в электроустановках, является использование для отключения электрических цепей аппарата, обеспечивающего видимый разрыв электрической цепи. Разъединители относятся к таким аппаратам. Они не имеют дугогасительных устройств, поэтому ими нельзя отключать токи, при которых на контактах образуется электрическая дуга. Такая дуга разрушает разъединитель и ближайшее к нему оборудование, может перекрыть фазы и привести к короткому замыканию. Электрическая дуга опасна для обслуживающего персонала. Разъединители изготавливаются для внутренних и наружных электроустановок. Разъединители в установках напряжением свыше 1000 В предназначены для отключения электрических цепей при отсутствии нагрузки, для отключения и включения холостого хода трансформаторов, а также для переключения с одной системы шин на другую без разрыва электрической цепи. Разъединитель — высоковольтный коммутационный аппарат, предназначенный для разъединения и переключения отдельных участков электрических цепей при отсутствии в них тока; создаёт видимый разрыв электрической цепи. Разъединители применяются в высоковольтных распределительных устройствах, главным образом для обеспечения безопасности профилактических и ремонтных работ на отключенных участках. В отдельных случаях с помощью разъединителей отключают небольшие токи (например, токи намагничивания трансформаторов небольшой мощности или токи ненагруженных линий небольшой длины).

    Разъединители применяют также для секционирования шин и переключения электрических линий с одной системы шин распределительного устройства на другую. Разъединитель состоит из подвижных и неподвижных контактов, укрепленных на изоляторах. Для приведения в действие подвижного контакта используется изолятор, с помощью которого он сочленяется с приводом. Разъединители различают:

    • по роду установки (внутренние, наружные);
    • по числу полюсов (однополюсные, трёхполюсные и др.);
    • по способу управления (ручные, дистанционные).

    В электрических сетях напряжением 110 кВ применяют разъединители с подвижным контактом типа пантографа и с неподвижным контактом, укрепленным на проводе (шине).

    Для предотвращения ошибочных операций применяют механические, электрические или комбинированные блокировочные устройства, предотвращающие отключение или включение разъединителя, когда соответствующий высоковольтный выключатель находится в положении «включено». Разъединители должны обладать способностью длительно пропускать номинальный ток нагрузки, а также высокой термической и динамической устойчивостью (стойкостью) при сквозных токах короткого замыкания.

    3.2 Эксплуатация разъединителей 110 кВ
    Перед включением разъединителя в работу после длительного простоя или текущего ремонта необходимо: Проверить чистоту поверхности изоляторов, убедиться в отсутствии трещин и сколов; Проверить затяжку резьбовых и крепёжных деталей, наличие термоиндикаторов в месте подключения ошиновки; Проверить наличие смазки на открытых трущихся частях и резьбовых соединениях; Проверить наличие смазки на контактных частях разъединителя; Проверить наличие и состояние заземления разъединителя и привода. Проверить контактное нажатие в разъёмных контактах главных и заземляющих ножей; Проверить работоспособность и правильность действия блокконтактов цепей электрической блокировки и сигнализации; Убедиться в правильной работе механической блокировки между валом главных ножей и валом заземляющих ножей; Произвести несколько контрольных включений и отключений разъединителя с целью проверки правильности работы привода и вхождения в контакты главных и заземляющих ножей. Подготовка к работе после монтажа и капитального ремонта. Подготовка разъединителей к работе после окончания монтажных или ремонтных работ производится как и в процессе текущей эксплуатации, но в этом случае предварительно необходимо выполнить испытания и измерения в объёме, соответствующем требованиям действующих «Норм испытаний электрооборудования» ГКД 34.20.302-2002. (Приложение №1).

    Разъединитель может быть введен в работу при положительном результате проверок и соответствии результатов испытаний требованиям действующих » Норм испытаний электрооборудования”. Для поддержания разъединителя в работоспособном состоянии в течение всего периода эксплуатации необходимо регулярно проводить его техническое обслуживание. Устанавливаются следующие виды планового технического обслуживания разъединителей: Технический осмотр Профилактический контроль Текущий ремонт Капитальный ремонт. Кроме того, в процессе эксплуатации может проводиться внеплановое техническое обслуживание, обусловленное появлением в межремонтные периоды неисправностей разъединителя. Ниже приведен общий порядок профилактического контроля и ремонтов разъединителей. В дополнение к описанному порядку и объему работ необходимо пользоваться технической документацией на ремонт и обслуживание конкретного вида разъединителя. Технический осмотр. Осмотр проводится без отключения разъединителя от сети. При внешнем осмотре необходимо проверять: Отсутствие повреждений, следов коррозии; Состояние изоляторов (отсутствие трещин и сколов фарфора, загрязнений, следов перекрытий и т.п.) Отсутствие посторонних предметов, влияющих на работу разъединителя Состояние контактных соединений и заземлений Отсутствие нагрева контактов (визуально по термоиндикаторам).

    При необходимости проверяется парафиновой свечой или пирометром «Икар» Состояние привода заземляющих и главных контактных ножей Состояние блокконтактов привода Отсутствие посторонних шумов при работе разъединителя Отсутствие разрядов, коронирования. Осмотр разъединителя должен производиться: На подстанциях с постоянным дежурством персонала — не реже 1 раза в 3 суток и, кроме того, в темноте — не реже 1 раза в месяц. На подстанциях без постоянного дежурства персонала — не реже 1 раза в месяц, в соответствии с картой-графиком работы оперативного персонала. Внеочередные осмотры необходимо проводить после воздействия токов короткого замыкания, при неблагоприятной погоде (сильный туман, мокрый снег, гололёд, резкое снижение температуры и т.п.) или усиленном загрязнении. О всех замеченных неисправностях должны быть произведены записи в журнал дефектов и неполадок с оборудованием и сообщено вышестоящему инженерно-техническому персоналу. Замеченные неисправности должны устраняться в кратчайший срок. Профилактический контроль. Профилактические испытания производить, как правило, при текущих и капитальных ремонтах разъединителя, находящегося в эксплуатации, в целях проверки состояния изоляции и контактной системы разъединителя и одновременно проверки качества выполнения ремонта. При необходимости профилактические испытания осуществляются в межремонтный период при внеплановом техническом обслуживании. Профилактические испытания проводить в объёме, предусмотренном действующими нормами испытаний электрооборудования.

    3.3 Организация ремонта разъединителей на 110 кВ
    Текущий ремонт Для проведения текущего ремонта разъединитель необходимо выводить из работы. Текущий ремонт разъединителей наружной установки производится 1 раз в год, разъединителей внутренней установки 1 раз в 3 — 4 года. При текущем ремонте выполняется следующий основной объем работ: Внешний осмотр разъединителя, выявление дефектов, определение объема работ. Замер переходного сопротивления. Проверка состояния главных ножей с ламелями (осмотр, очистка контактных выводов, деталей головок, ножей, ламелей, смазка).

    Проверка состояния главных ножей без ламелей (осмотр, очистка контактных выводов, деталей головок, ножей, правка их, зачистка накладок от оплавлений, смазка).

    Проверка состояния опорных и поворотных колонок изоляторов (осмотр, очистка изоляторов, армированных швов, проверка плавности их вращения, смазка подшипников).

    Проверка состояния привода, блокировки (подтяжка болтовых соединений, смазка, регулировка).

    Проверка работы привода. Проверка состояния приводного механизма (осмотр, очистка тяг, рычагов, смазка, регулировка).

    Контрольная обтяжка болтовых соединений разъединителя, привода, проверка заземления).

    Восстановление антикоррозийного покрытия — удаление ржавчины, покраска, восстановление расцветки фаз. Регулировка разъединителя (фиксация положения подвижных контактов в отключенном и включенном состоянии, регулировка давления и плавности хода).

    Измерение переходного сопротивления контактов. Проверка состояния заземляющего ножа (осмотр, проверка, очистка), смазка контактов, шарнирных соединений, регулировка, измерение переходного сопротивления. Опробование работы разъединителя. Капитальный ремонт Капитальный ремонт разъединителей в первый раз необходимо проводить в сроки, указанные в технической документации завода-изготовителя, а в дальнейшем — разъединителей наружной установки 1 раз в 4 года, разъединителей внутренней установки — по мере необходимости. При капитальном ремонте выполняется следующий основной объем работ: Внешний осмотр разъединителя, выявление дефектов, определение объема работ. Разошиновка разъединителя. Разборка контактных ножей, губок гибких связей, пружин кожухов. Дефектация и ремонт контактной системы. Дефектация и ремонт изоляторов поворотных колонок, замена дефектных изоляторов. Дефектация и ремонт, смазка подшипникового узла. Сборка, проверка работы подшипников. Дефектация и ремонт заземляющих ножей. Дефектация, разборка и ремонт механизма привода. Смазка, сборка и регулировка. Измерение сопротивления изоляции. Общая сборка разъединителя, установка. Контрольная обтяжка. Проверка работы заземляющих ножей. Покраска разъединителя. Ошиновка разъединителя. Измерение переходного сопротивления контактов, в том числе заземляющих ножей. Опробование работы разъединителей. Полностью смонтированные и отрегулированные разъединители всех напряжений испытываются в следующем объеме: Контроль внешнего состояния. Изоляторы, которые имеют на ребрах поверхностные сколы, разрешается вводить в эксплуатацию после восстановительного ремонта, при условии не превышения площади и глубины допустимых сколов, указанных в таблице 18. Таблица — Площадь и глубина поверхностных сколов на ребрах изоляторов, которые подлежат восстановительному ремонту.

    Площадь внешней поверхности изолятора, дм
    2

    36-60

    60-175

    175-270

    270-360

    360-450

    450-800

    800-1400

    более 1400

    Суммарная площадь допустимых сколов на изоляторе, мм
    2

    100

    100

    150

    150

    200

    200

    200

    300

    Допустимая глубина скола, мм

    2

    3

    3

    3

    3

    3

    3

    4

    Изоляторы с низким качеством армировки разрешается вводить в эксплуатацию после восстановительного ремонта при условии не превышения объему (в двух фланцах) поверхностного выкрышивания цементной вязки см
    2

    .

    Отклонение колонки изолятора от вертикали не должно превышать 2 мм.

    Измерение сопротивления изоляции.

    Измерение сопротивления изоляции тяг из органических материалов выполняется мегомметром на напряжение 2,5 кВ. Сопротивление изоляции должно быть не менее приведенных в таблице 19.

    Таблица 19-Сопротивление изоляции подвижных и спрямительных частей, выполненных из органических материалов.

    Вид испытания

    Сопротивление изоляции, Мом, на номинальное напряжение, кВ.

    3 —

    — 150

    При первом включении

    1000

    3000

    В эксплуатации

    300

    1000

    Измерение сопротивления изоляции многоэлементных изоляторов выполняется мегомметром на напряжение 2,5 кВ при температуре воздуха не менее плюс 5С, а во время монтажа изоляторов — непосредственно перед установкой изоляторов. Сопротивление каждого изолятора должно быть не менее 300 МОм.

    Измерение изоляции вторичных цепей выполняется мегомметром на напряжение 1 кВ. Сопротивление изоляции во время приемо-сдаточных испытаний должно быть не менее Мом и 1 Мом — во время капитального ремонта.

    Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты.

    3.1 Испытание опорных одноэлементных изоляторов выполняется в течении 1 минуты, значение испытательного напряжения приведено в таблице №4.

    Таблица — Значение испытательного напряжения приведено

    Номинальное напряжение фарфорового опорного изолятора, кВ

    6

    110

    Испытательное напряжение, кВ

    100

    205

    Вновь установленные многоэлементные изоляторы необходимо испытывать повышенным напряжением кВ промышленной частоты, которое прикладывается к каждому элементу изолятора в случае, если сопротивление изоляции меньше указанного в п.2.2.

    Испытание изоляции вторичных цепей производится напряжением 1,0 кВ в течении 1 минуты.

    Значения сопротивления постоянному току контактной системы должны соответствовать нормам завода-изготовителя, а при их отсутствии — данным, приведенным в таблице 21.

    Таблица 21-Допустимые значения сопротивления постоянному току контактной системы разъединителя.

    Тип разъединителя

    Номинальное напряжение, кВ

    Номинальный ток, А

    Допустимые значения сопротивления, мкОм

    РЛН

    35-220

    600

    220

    Другие типы

    Все классы напряжения

    600

    175

    1000

    120

    1500-2000

    Измеренные вытягивающие усилия подвижных контактов из неподвижных при обезжиренных контактных поверхностях должны соответствовать нормам завода-изготовителя, а при их отсутствии — данным таблицы №22.

    Таблица 22-Допустимые значения вытягивающих усилий подвижных контактов из неподвижных для разъединителей.

    Тип аппарата

    Номинальное напряжение, В

    Номинальный ток, А

    Допустимые значения вытягивающего усилия, Н (кгс)

    для одного

    на одну пару ламелей

    главного ножа

    главных ножей

    заземляющих ножей

    РЛНД

    110

    1000

    176-196 (18-20)

    Проверка работы разъединителя производится путем выполнения пяти операций включения и пяти операций отключения.

    Испытание сопротивления стержневых изоляторов на изгиб.

    Выполняется в процессе монтажа разъединителей на напряжение 35-110 кВ, опорная изоляция которых состоит из опорно-стержневых изоляторов, усилием, которое составляет 60% наименьшего ломающего для данного типа изоляторов.

    Методика проведения механических испытаний опорно-стержневых изоляторов на изгиб:

    7.1 Осмотр изоляторов. При обнаружении поверхностных дефектов, снижающих механическую прочность изоляторов, они подлежат отбраковке с составлением соответствующего акта.

    7.2 Механические испытания опорно-стержневых изоляторов разъединителей и отделителей 35-110 кВ должны производиться стягиванием двух изоляторов одного полюса аппарата.

    В связи с тем, что максимальное изгибающее усилие при включении аппарата действует в сторону ошиновки, испытание на изгиб следует производить при развернутом на 180° положении полуножей разъединителя или отделителя (рис.13).

    Рисунок 13-Полюс разъединителя.

    На время испытаний изоляторов должны быть отсоединены соединительные тяги и провода.

    Для механических испытаний изоляторов рекомендуется применять приспособление (рис.14), которое состоит из хомута 1, стягивающего устройства 2, динамометра 3 и крепежных деталей.

    Рисунок — Приспособление для механических испытаний опорно-стержневых изоляторов.

    Хомуты надеваются на верхние головки (фланцы) обоих изоляторов одного полюса разъединителя или отделителя таким образом, чтобы стягивающее усилие было приложено к верхним фланцам изоляторов. После закрепления хомутов на фланцах изоляторов и выбора люфтов в стягивающем устройстве к изоляторам прикладывается изгибающее усилие.

    Плавным вращением рукоятки стягивающего устройства по показаниям динамометра устанавливается нагрузка, равная 60% минимальной разрушающей (табл.14).

    Указанная нагрузка должна выдерживаться в течение с. В случае снижения нагрузки в течение этого времени ее следует довести до требуемого значения вращением рукоятки стяжного винта.

    Таблица 23-Значения испытательных напряжений опорно-стержневых изоляторов.

    Тип изолятора

    Минимальное разрушающее усилие, Н (кгс)

    Испытательное изгибающее усилие, Н (кгс)

    СТ-35

    5 000 (500)

    3 000 (300)

    ОНС-35-500

    5 000 (500)

    3000 (300)

    ОНСУ-35-500

    5 000 (500)

    3 000 (300)

    ОНСУ-П-35-500

    5 000 (500)

    3 000 (300)

    КО-35-С

    10000 (1000)

    6000 (600)

    ОНС-35-2000

    20000 (2000)

    12000 (1200)

    СТ-110

    4000 (400)

    2400 (240)

    УСТ-ПО

    4000 (400)

    2400 (240)

    ОНСМ-110-300

    4000 (400)

    2400 (240)

    ОНС-110-300

    4000 (400)

    2400 (240)

    АКО-110-600

    6000 (600)

    3 600 (360)

    КО-400

    10000 (1000)

    6000 (600)

    ОНС-110-1000

    10000 (1000)

    6000 (600)

    6 500 (650) *

    3 900 (390) *

    КО-110-1250

    500 (1250)

    7 500 (750)

    КО-110-2000

    20000 (2000)

    12000 (1200)

    ОНС-110-2000

    20000 (2000)

    12000 (1200)

    *Указанные значения относятся к изолятору, испытываемому в перевернутом положении.

    7.3 Моментом разрушения изолятора считается его поломка или возникновение трещин в фарфоре, арматуре или армирующей связке, а также возникновение каких-либо других нарушений целостности изолятора или появление внутренних (невидимых снаружи) повреждений, сопровождающихся сильным треском или резким снижением показаний измерительных приборов.


    4. Экономическая часть

    4.1 Расчет технико-экономических показателей подстанции


    4.1.1 Установленная мощность трансформаторных подстанций

    n SТ
    = ? SТ
    i
    =SТ1
    + SТ2
    +…. + SТ
    n
    МВА, (48/6/) i=1 где SТ
    i
    суммарная номинальная мощность трансформаторов, установленных на i-й подстанции, МВА. SТ
    = 2•10 = МВА.

    4.1.2 Мощность сети в условных единицах. Производственная
    мощность предприятий электрических сетей определяется объемом работы, который зависит от уровня напряжения сети, типа и количества оборудования, протяженности линий электропередачи и других факторов, измеряемых в условных единицах. Система условных единиц составлена с учетом фактической средней обеспеченности электросетей средствами механизации и транспорта и ремонтно-производственными базами. Номенклатура позиций условных единиц электросетей ограничена наиболее существенным и трудоемким оборудованием. Трудозатраты по обслуживанию и ремонту зданий и сооружений не выделяются отдельно и учтены по всей номенклатуре позиций условных единиц. Объем предприятий электрических сетей в условных единицах определяется суммированием условных единиц отдельных элементов. Nсети
    у
    е
    = NЛЭП
    уе
    + NПС
    уе
    + NТ
    уе
    + NВ
    уе
    + NОД
    , К
    З
    уе
    +…., (49/6/) где NЛЭП
    уе
    — объем линий электропередачи в условных единицах. Определяется в зависимости от вида линии, протяженности, уровня напряжения, конструктивного исполнения и материала опор по приложениям 1, 2 или 3. NПС
    уе
    — объем подстанций в условных единицах. Определяется уровнем высшего напряжения (ВН) подстанции по пункту 1 приложение 4. NТ
    уе
    объем силового трансформатора в условных единицах. Определяется уровнем ВН по пункту 2 приложения 4. NВ
    уе
    — объем выключателей в условных единицах. Определяется по п. п.3,4,6 приложения 4. NОД
    , К
    З
    уе
    — объем отделителей с короткозамыкателями в условных единицах. определяется по пункту 5 приложения 4. Аналогично определяется объем другого оборудования ПС по приложению 4. Расчет объема электрической сети ведется в виде таблицы. (См таблицу 24) Nсети
    у
    е
    = 386 у. е. Таблица 24-Расчет объема оборудования подстанций

    Наименование оборудования ПС

    Уровень напряжения, кВ

    Количество ПС или ед. оборудования

    Норматив, у. е.

    Объем, у. е.

    Подстанция

    110

    1

    105

    105

    Силовой трансформатор

    110

    2

    7,8

    15,6

    Элегазовый выключатель

    110

    5

    Элегазовый выключатель

    5

    6,4

    Элегазовый выключатель

    9

    3,1

    27,9

    Отделитель

    110

    9,5

    Отделитель

    8

    4,7

    37,6

    Двухтрансформаторная КТП собстенных нужд

    1

    3

    3

    Итого по всем ПС и оборудованию сети

    386


    4.1.3 Суммарный максимум активной нагрузки потребителей Суммарный

    максимум активной нагрузки сети определяется суммированием нагрузок с шин НН или СН всех подстанций, входящих в рассчитываемую сеть n Рсети
    max
    ?
    =? Pmaxi
    = Pmax
    1
    + Pmax
    2
    +…. + Pmaxn
    МВт (50/6/) i=1 где Pmaxi
    — максимальная активная нагрузка с шин НН или СН ПСi, МВт. Рсети
    max
    ?
    =9,9 МВА.

    4.1.4 Годовой полезный отпуск электроэнергии
    n Wсети
    отп
    =? Pmaxi
    •Tmaxi
    , МВт ч. (51/6/) I=1 где Tmaxi
    — годовое число часов использования максимума активной нагрузки потребителя, питающегося с шин Псi
    , ч. Wсети
    отп
    =9,9•5200=51480 МВт ч.

    4.1.5 Потери мощности в электрической сети Потери
    мощности в электрической сети складываются из потерь мощности в линиях электропередачи и трансформаторах подстанций: ?Рсети
    maxУ
    =?РВЛ
    maxУ
    +?РКЛ
    maxУ
    +?РТ
    maxУ
    МВт, (52/6/) где ?РВЛ
    maxУ
    — суммарные потери мощности в воздушных линиях электропередачи в режиме максимальных нагрузок, МВт; ?РКЛ
    maxУ
    — суммарные потери мощности в кабельных линиях электропередачи в режиме максимальных нагрузок, МВт; ?РТ
    maxУ
    — суммарные потери мощности в трансформаторах в режиме максимальных нагрузок, МВт. Потери мощности в линиях электропередачи не рассчитываются в связи с отсутствием исходных данных. Потери мощности в трансформаторах определяются по формуле ?РТ
    max
    i
    = n•?Р i
    +•?Рк
    i
    ;

    • (Sнагр
      i
      / SномТ
      i
      ) 2
      МВт, (53/6/) где n — количество параллельно включенных трансформаторов на ПСi
      ; ?Р i
      — потери холостого хода в трансформаторе ПСi
      ,
      МВт, принимаются по приложению 10. ?Р i
      = 0.014 ?Рк
      I
      — потери короткого замыкания в трансформаторе ПСi
      ,
      МВт, принимаются по приложению 10. ?Рк
      I
      = 0,06 Sнагр
      i
      — суммарная максимальная нагрузка с шин НН ПСi
      ,
      МВ•А; SномТ
      i
      — номинальная мощность одного трансформатора, установленного на данной ПСi
      ,
      МВ•А. ?РТ
      max
      i
      = 2•0,017+0,5•0,076;
    • (9,9/10) 2
      = 0,071 МВт

    • 4.1.6 Среднегодовые потери в электрической сети Среднегодовые
      потери в электрической сети складываются из среднегодовых потерь электрической энергии в линиях электропередачи и трансформаторах подстанций ?Wсети
      У
      = ?WВЛ
      У
      +?WКЛ
      У
      +?WТ
      У
      МВт•ч, (53/6/) где ?WВЛ
      У
      — суммарные потери энергии в воздушных линиях электропередачи, МВт•ч; ?WКЛ
      У
      — суммарные потери энергии в кабельных линиях электропередачи, МВт•ч; ?WТ
      У
      — суммарные потери энергии в трансформаторах подстанций МВт•ч ?WТ
      i
      = n•?Р i
      •Ti
      +•?Рк
      i
      ;

  • (Sнагр
    i
    / SномТ
    i
    ) 2
    i
    МВт•ч, (53/6/) где фi
    годовое время максимальных потерь, определяемое по формуле фi
    = (0,124+Тmax
    i
    ) 2
    •8760 ч (54/6/), фi
    = (0,124+5200) 2
    •8760=3833 ч ?WТ
    i
    =2•0,017•5200+0,5•0,076;
  • (9,9/10) 2
    •3833=311 МВт•ч Потери энергии в линиях электропередачи не рассчитываются в связи с отсутствием исходных данных.


    4.1.7 Максимальная активная мощность, потребляемая сетью

    Рсети
    потр
    = Рсети
    max
    ?
    +?Рсети
    max
    ?
    , МВт (55/6/) Рсети
    потр
    = 9,9+0,071=9,971 МВт

    4.1.8 Среднегодовое потребление электрической энергии сетью
    Wсети
    потр
    = Wсети
    отп
    +?Wсети
    У
    , МВт•ч Wсети
    потр
    =51480+311=51791 МВт•ч

    4.1.9 Коэффициент полезного действия сети в режиме максимальной нагрузки з
    сети
    max
    = (Рсети
    max
    ?
    / Рсети
    потр
    ) •100 % (56/6/) зсети
    max
    = (9,9/9,971) •100=99,29%

    4.1.10 Коэффициент полезного действия сети средневзвешенный за год
    зсети
    ср
    взв
    = (Wсети
    отп
    / Wсети
    потр
    ) •100 % (57/6/) зсети
    ср
    взв
    = (51480/51791) •100=99,40%

4.1.11 Расчет капитальных вложений в электрическую сеть Капитальные
вложения в электрическую сеть складываются из капитальных вложений в линии электропередачи Клэп
и в подстанции Кпс
Ксети
= Клэп
+ Кпс
, тыс. руб. (58/19/) Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи сети в соответствии с заданием не определяются.

4.1.12 Капитальные вложения в подстанции электрической сети Определение
капитальных вложений в подстанции производится суммированием капиталовложений по следующим составляющим: распределительные устройства всех напряжений, трансформаторы, компенсирующие устройства, реакторы и постоянная часть затрат. По всем составляющим в приложениях к методическим указаниям приведены расчетные стоимости, включающие стоимость основного и вспомогательного оборудования и строительно-монтажных работ. Для трансформаторов, компенсирующих устройств и реакторов выделена также стоимость основного оборудования. По комплектным трансформаторным подстанциям блочного типа, также закрытым подстанциям 35-220 кВт приведена полная расчетная стоимость в целом по подстанции. Расчет капитальных вложений производим табличным методом (см. таблицу 25).

После расчета капиталовложений во все подстанции сети рассчитываем удельные капиталовложения: КПСср
уд
= КПС
/ SТ
тыс. руб. / МВА, (59/19/) где SТ
суммарная установленная мощность трансформаторов всех подстанций сети, МВА. КПСср
уд
=69980/20 = 3499,002 тыс. руб. / МВА Таблица — Расчет капитальных вложений в подстанции

Наименование ПС

Наименование и тип элементов подстанции

Ед. измерен

Количество

Стоимость,

тыс. руб.

единицы

всего

Холмск-Южная

1. Трансформатор

ТДТН-10000/110

шт.

2

6075

12150

2. РУ ВН

шт.

1

9000

9000

3. РУ СН

шт.

1

8625

8625

4. ЗРУ НН

шт.

1

5250

5250

5. Трансформаторы сн ТМ-63/10

шт.

2

27,9

55,8

Постоянная часть затрат

18750

Итого

53830,8

Всего с учетом kз

69980


4.1.13 Расчет численности обслуживающего персонала Расчет

нормативной численности рабочих по оперативному и техническому обслуживанию подстанции напряжением кВ и выше выполняется табличным способом (см. таблицу 26) Таблица — Расчет нормативной численности рабочих по оперативному и техническому обслуживанию подстанций напряжением кВ и выше

Наименование ПС

Напряжение на высшей стороне, кВ

Количество присоединений с выключателями

6 кВ и выше, шт.

Норматив численности рабочих на одну ПС, чел/ 1ПС

ПС Холмск-Южная

110

1,22

Итого

1,22

Расчетная нормативная численность рабочих по оперативному и техническому обслуживанию подстанций корректируется в соответствии с условиями эксплуатации и объемом по группам устройств

Ч
ПС

оп
= ЧПС
н
оп
•KПС
1оп
;

  • KПС
    3оп
    , чел. (60/19/)

Ч
ПС

оп
= 1,22 ;

  • 1,03 •1,05 = 1,32 чел.

Расчет нормативной численности рабочих по ремонту подстанций производится табличным методом (см. таблицу 27)

Расчетная нормативная численность корректируется в соответствии с условиями эксплуатации, объемам по группам устройств и увеличением трудозатрат на проезд.

Ч
ПС

рем
= ЧПС
н
рем
•KПС
1рем
•KПС
2рем
•KПС
3рем
, чел. (61/19)

Ч
ПС

рем
= 0,43•1,06•1,0•1,1 =0,5 чел.

Суммарная численность всех рабочих на подстанциях сети

Ч
ПС

раб
= ЧПС
оп
+ ЧПС
рем
, чел (61/19)

Ч
ПС

раб
= 1,32+0,5=1,82 чел

Таблица — Расчет нормативной численности рабочих по ремонту подстанций

Наименование устройств Пс
i

Напряжение, кВ

Нормативная численность на

100 устройств, чел.

Количество устройств, шт.

Нормативная численность рабочих, чел.

ПС Холмск-Южная

Силовой трансформатор

110

8,08

2

0,16

Присоединение с выключателем на: ВН

110

3,85

2

0,08

СН

1,45

6

0,09

НН

0,88

0,09

Трансформаторы собственных нужд

0,8

2

0,02

Итого по ПС Холмск-Южная

0,43

Нормативная численность рабочих по электросетевому хозяйству

Ч
сети

раб
= ЧПС
раб
+ ЧЛЭП
раб
, чел (62/19/)

Ч
сети

раб
= 1,82 +0,00 = 1,82 чел

Численность руководителей, специалистов и служащих (РСС) определяется по нормативам численности РСС установленным министерством энергетики по функциям управления в зависимости от объема электрических сетей, количества основных подразделений в электрической сети, суммарной мощности трансформаторов на ПС35 — 110кВ, суммарного количества присоединений с выключателями 6 кВ и выше на ПС кВ и выше.

Для небольших по объему работ электрических сетей численность РСС принимается в размере 20-25% от общей численности рабочих электрических сетей

Ч
сети

РСС
= (0,2-0,25) ;

  • Чсети
    раб
    , чел (63/91/)

Ч
сети

РСС
= 0,25•1,82 = 0,46 чел.

Численность рабочих по электросетевому хозяйству с учетом возможных изменений продолжительности рабочей недели и отпусков и специальной подготовки оперативного персонала в рабочее время должна быть увеличена на 8%.

Численность промышленно-производственного персонала электрических сетей составляет

Ч
сети

ППП
= 1,08;

  • сети
    раб
    + Чсети
    РСС
    ), чел (64/19)

Ч
сети

ППП
=1,08;

  • (1,82+0,46) = 2,5 чел.


4.1.14 Расчет годовых издержек по передаче и распределению электрической энергии по экономическим элементам Себестоимость

— полные издержки на производство продукции, работ, услуг, включая затраты на потребление средств производства и оплату труда. Проектные расчеты по себестоимости передачи и распределении электрической энергии производится по экономическим элементам. Затраты, образующие себестоимость продукции, группируются в соответствии с их содержанием по следующим элементам: 1) материальные затраты; 2) затраты на оплату труда; 3) социальный взнос; 4) амортизация основных фондов 5) прочие затраты.

4.1.14.1 Затраты на оплату труда В
элементе «Затраты на оплату труда» отражаются все затраты на оплату труда промышленно-производственного персонала энергопредприятия. В состав этих затрат включаются: выплата заработной платы за фактически выполненную работу, исходя из расценок, тарифных ставок, должностных окладов в соответствии с принятой на предприятии системой и формой оплаты труда; все виды доплат, надбавок, премий, стоимости льгот; оплата очередных и дополнительных отпусков. Затраты на оплату труда определяются как произведение средней заработной платы на предприятии региона расположения электрической сети на нормативную численность промышленно-производственного персонала. Исходя из вышеизложенного фонд оплаты труда на одного человека в год определяется: ФОТГ
чел
= ЗПср
мес
чел
•12•10 тыс. руб/год, (65/19/) где ЗПср
мес
чел
— среднемесячная заработная плата работника ЗПср
мес
чел
= Ст (
ср
)
;

  • kср
    т
    ;
  • kср
    рр
    ;
  • kср
    пр
    •kзп
    р
    руб/мес, (66/19/) где kср
    т
    — средний тарифный коэффициент по промышленно-производственному персоналу электрической сети.

Принимаем kср
т
= 1,6; kср
рр
— средний коэффициент, учитывающий доплаты за многосменный режим работы и другие компенсационные выплаты. Принимаем kср
рр
= 1,29; kср
пр
— средний коэффициент, учитывающий стимулирующие виды доплат. Принимаем kср
рр
= 1,4; kзп
р
— районный коэффициент к заработной плате. Принимаем для Сахалинской области kзп
р
=1,6; Ст (
ср
) —
средняя ставка по промышленности в регионе сооружения сети. Принимается Ст (
1
)
= 9200 руб. ЗПср
мес
чел
= 9200•1,6•1,29•1,4•1,6= 42534,91 руб. ФОТГ
чел
= 42534,91•12•10 = 510,419 тыс. руб. /год. Затраты на оплату труда, учитываемые в себестоимости передачи и распределения электрической энергии, определяются по формуле: ИОТ
= ФОТГ
чел
•Чсети
ППП
тыс. руб/год, (67/19/) где Чсети
ППП
— численность промышленно-производственного персонала электрической сети. ИОТ
=510,419 •2,5=1276,047 тыс. руб. /год Коэффициент обслуживания определяется по формуле. kобс
= Nсети
у
е
/ Чсети
ППП
у. е. /чел. (68/19/) kобс
= 386 /2,5= 154,4 у. е. /чел. Удельная численность промышленно-производственного персонала определяется по формуле: Nуд
= Чсети
ППП
/ Nсети
у
е
чел/у. е. (69/19) Nуд
= 2,5 /386 =0,01 чел/у. е.


4.1.14.2 Социальный взнос

ИСН
СН
;
  • ИОТ
    /100 тыс. руб. /год. (70/19/) ИСН
    =34•1276,047 /100 = 433,856 тыс. руб. /год.

4.1.14.3 Амортизация основных фондов В
элементе «Амортизация основных фондов» отражается сумма амортизационных отчислений на полное восстановление основных производственных фондов, исчисленная исходя из балансовой стоимости и утвержденных норм амортизации на реновацию, Ирен
а
= Нрен
аЛЭП
•СЛЭП
оф
/100 + Нрен
аПС
•СПС
оф
/100 тыс. руб. /год. (71/19/) где Нрен
аЛЭП
— средняя норма амортизации на реновацию ЛЭП. Принимаем Нрен
аЛЭП
=2,2%; Нрен
аПС
— средняя норма амортизации на реновацию ПС. Принимаем Нрен
аПС
=4,4%; СЛЭП
оф
, СПС
оф
— стоимость основных фондов соответственно линий электропередачи и подстанций, тыс. руб. Составляет от до 90% капитальных вложений в ЛЭП и подстанции. СПС
оф
=0,8;

  • 69980,040= 55984,032 тыс.
  • руб. Ирен
    а
    = 4,4•55984,032 /100 = 2463,297 тыс. руб.

    4.1.14.4 Прочие затраты В
    элементе «Прочие затраты» в составе себестоимости продукции отражаются: отчисления в ремонтный фонд; обязательные страховые платежи; плата за землю; другие отчисления. Ипр
    = Ирф
    + Иси
    пз
    др
    ,
    тыс. руб. /год (72/19/) а) Отчисления в ремонтный фонд определяются исходя из балансовой стоимости основных производственных фондов и нормативов отчислений, утверждаемых самими предприятиями ежегодно: Ирф
    = Ссети
    оф
    ;

    • Нрф
      /100, тыс. руб. /год, (73/19/) где Ссети
      оф
      — стоимость основных производственных фондов электрической сети; Нрф
      — средний норматив отчислений в ремонтный фонд в целом по энергосетевому предприятию, %. При выполнении дипломной работы принимается Нрф
      = 8,7%. Ирф
      = 55984,032 ;
    • 8,7 /100 = 4870,611 тыс.

    руб. б) Обязательные страховые платежи осуществляются по установленному нормативу от стоимости имущества. В расчетах стоимость имущества принимается равной стоимости вложения капитала в строительство электрической сети: Иси
    = Ксети
    ;

    • Нси
      /100, тыс. руб. /год, (74/19/) где Нси
      — норматив обязательного страхования имущества, %. Нси
      =0,15%. Иси
      = 69980,040•0,15/100 = 104,970 тыс. руб. /год в) Плата за землю. Земельный налог исчисляется исходя из площади земельного участка, облагаемого налогом, и утвержденных ставок земельного налога: Ипз
      = Сзн
      ;
    • (FВЛ
      + FПС
      ) •kзн
      п
      •10 тыс.

    руб. /год, (75/19/) где FВЛ
    земельная площадь, находящаяся под опорами линии и изымаемая у землепользователей. FВЛ
    = f •L га, (76/19/) где f-удельная площадь земельного участка под опорами ВЛ, га/км. FПС
    — площадь земли, отводимой под сооружение подстанции, определяется по соответствующим генеральным планам ПС. FПС
    = 0,6251 га. Сзн
    — ставка земельного налога, руб/га, зависит от района расположения электросетевого предприятия. Сзн
    =30 руб. /га. kзн
    п
    — коэффициент переоценки ставки земельного налога, учитывающий изменения величины налога к ставке, приведенной в приложении 53. kзн
    п
    = 4,85 Ипз
    = ;

    • 3,000 •4,85•10 = 0,437 тыс. руб. /год. г) Другие отчисления. Идр
      = Ксети
      ;
    • Ндр
      /100, тыс.

    руб. /год (77/19/) где Ндр
    — норматив других отчислений, % Ндр
    = 0,6%. Идр
    = 69980,040•0,6/100 = 419,880 тыс. руб. /год. Ипр
    =4870,611 +104,970 +0,437+419,880 =5395,898 тыс. руб. /год. Материальные затраты Для электросетевых предприятий в элементе «Материальные затраты» отражаются: стоимость покупки вспомогательных материалов, смазочных и фильтрующих материалов, реагентов, масел и т.д.; стоимость работ и услуг производственного характера, выполняемых сторонними предприятиями и хозяйствами предприятия, не относящимися к основному виду деятельности (проведение испытаний, пуско-наладочные работы, транспортные услуги и др.); стоимость топливо-смазочных материалов для транспортных средств электрической сети; стоимость энергии для собственных нужд. Стоимость материальных ресурсов, отражаемая по элементу «Материальные затраты, формируется исходя из цен их приобретения, наценок, комиссионных вознаграждений, уплачиваемых снабженческим, внешнеэкономическим организациям, стоимости услуг товарных бирж, включая брокерские услуги, таможенные пошлины, плату затранспортировку, осуществляемую сторонними организациями. Ориентировочно материальные затраты рассчитываются по формуле. Имз
    = 0,07;

    • от
      сн
      рен
      а
      пр
      ) тыс. руб/год. (78/21/) Имз
      =0,07;
    • (1276,047+433,856+2463,297+5395,898) =669,837 тыс.

    руб. /год. Годовые издержки электросетевого предприятия по экономическим элементам затрат В годовые издержки передачи и распределения электрической энергии ПЭС включаются все рассчитанные затраты И = Имз
    + Иот
    сн
    рен
    а
    пр
    тыс. руб. /год. (79/21/) И =419,880 +1276,047+433,856+2463,297+5395,898=10238,935 тыс. руб. /год.

    4.1.15 Расчет проектной себестоимость передачи и распределения электрической энергии Себестоимость
    единицы продукции электросетевого предприятия определяется отношением годовых издержек к количеству полезно отпущенной потребителем электроэнергии Sпер,распр
    = И/Wсети
    отп
    •103
    руб/МВт ч. (80/21/) где Wсети
    отп
    — годовой полезный отпуск электроэнергии Wсети
    отп
    = 51480 МВт ч Sпер,распр
    = 10238,935 ;

    • sup /sup> 51480 = 198,89 руб/МВт ч Sпер,распр
      = 19,9 коп/кВт ч

    4.1.16 Структура годовых затрат (себестоимости) Структура
    затрат (себестоимости) отражает удельный вес каждого экономического элемента в общих издержках электросетевого предприятия. (См. таблицу 28) Таблица 28-Структура себестоимости передачи и распределения электрической энергии ПЭС

    Наименование статей затрат

    Годовые издержки передачи и распределения энергии,

    тыс. руб. /год

    Структура затрат,

    %

    Структура себестоимости, руб. /МВт ч

    Материальные затраты

    669,837

    6,54

    13,01

    Затраты на оплату труда

    1276,047

    12,46

    24,79

    Социальный взнос

    433,856

    4,24

    8,43

    Амортизация основных фондов

    2463,297

    24,06

    47,85

    Прочие затраты

    5395,898

    52,70

    104,82

    Итого

    10238,935

    100,00

    198,89

    Таблица 29-Сводная таблица технико-экономических показателей.

    Наименование показателей

    Единица измерения

    Абсолютная величина

    1. Технические показатели

    1.1 Установленная мощность трансформаторных подстанций

    МВ А

    1.2 Количество трансформаторных подстанций

    шт

    1

    1.3 Мощность электрической сети

    у. е.

    386

    2. Энергетические показатели

    2.1 Суммарный максимум активной нагрузки потребителей

    МВт

    9,9

    2.2 Годовой полезный отпуск электроэнергии

    тыс. МВт ч

    51,480

    2.3 Среднегодовые потери электроэнергии в сети

    тыс. МВт ч

    0,311

    2.4 Среднегодовое потребление электроэнергии сетью

    тыс. МВт ч

    51,791

    2.5 КПД сети в режиме максимальных нагрузок

    %

    99,290

    2.6 Коэффициент мощности сети в режиме максимальных нагрузок

    %

    99,400

    3. Экономические показатели

    3.1 Капитальные затраты по сети

    тыс. руб.

    69980,040

    3.2 Удельные капитальные затраты в подстанции

    тыс. руб. /МВ А

    3499,002

    3.3 Коэффициент обслуживания

    у. е. /чел

    154,4

    3.4 Удельная численность ППП

    чел/у. е.

    0,01

    3.5 Среднегодовые затраты по передаче и распределению электроэнергии

    тыс. руб/год

    10238,935

    3.6 Себестоимость передачи и распределения электроэнергии

    коп/кВт ч

    19,9

    3.7 Нормативная численность рабочихпо оперативному и техническому обслуживанию ПС

    по ремонту ПС

    Нормативная численность РСС

    чел

    чел

    чел

    1,4

    0,5

    0,5

    5. Охрана труда и электробезопасность. Охрана окружающей среды и энергосбережение


    5.1 Организация работ по охране труда на предприятии

    В ОАО «Сахалинэнерго» организация работы по охране труда ведётся согласно положений СУОТ (системе управления охраной труда).

    Эти положения разработаны в соответствии с законодательными актами и нормативными документами по охране труда РФ. Положение распространяется на исполнительный аппарат ОАО «Сахалинэнерго»; обособленные подразделения «Сахалинская ГРЭС», «Южно — Сахалинская ТЭЦ-1», «Энергосбыт», филиал «Распределительные сети». СУОТ устанавливает единую систему организации управления охраной труда на предприятиях и в подразделениях с учётом функций управления и контроля уровня организации состояния со стороны государственных органов и общественных организаций, при реализации нормативно-правовых актов Российской федерации в части охраны труда. Внедрение и соблюдение СУОТ обеспечивают первые руководители на всех ступенях управления деятельностью в ОАО. Управление охраной труда включает в себя функции по подготовке, принятию и реализации управленческих решений по осуществлению организационных, технических, санитарно — гигиенических, лечебно — профилактических, медицинских и социальных мероприятий, направленных на обеспечение безопасности, сохранения работоспособности, жизни и здоровья работников энергосистемы в процессе труда. Основным принципом политики в области охраны труда в ОАО «Сахалинэнерго» является признание и обеспечение приоритета жизни и здоровья работников энергосистемы по отношению к результатам производственной деятельности предприятий. Персонал признаётся основным ресурсом в достижении корпоративных целей и формирования высокой производственной культуры. Никакие соображения экономического, технического или иного плана не принимаются во внимание, если они противоречат интересам обеспечения безопасности работающих, населения и окружающей среды. Для реализации политики руководства Общества в области охраны труда определены следующие цели: работа без травматизма; исключение случаев профессиональных заболеваний; постоянное улучшение условий труда; установление определённых функций и обязанностей по охране труда для работников на всех уровнях управления производством. Работа по охране труда в ОАО «Сахалинэнерго» осуществляется по следующим основным направлениям: управление рисками в области безопасности и здоровья; работа с персоналом; обеспечение персонала сертифицированными, качественными и надёжными средствами защиты; планирование и финансирование мероприятий по охране труда; обеспечение работников нормативной документацией по охране труда; проведение внутреннего и внешнего аудита состояния охраны труда, экспертиза условий труда; внедрение международных стандартов обеспечения профессиональной безопасности и здоровья персонала. Работа по управлению рисками в области безопасности и здоровья включает в себя следующие мероприятия: систематическая идентификация опасностей и оценка производственных рисков; разработка проектов предупредительного снижения рисков с учётом требований законодательства и других нормативных документов; обеспечение безопасности технологических процессов и оборудования для обслуживающего персонала; обеспечение безопасности работников при строительстве, ремонте и эксплуатации производственных зданий и сооружений; приведение санитарно — гигиенических условий труда на рабочих местах в соответствии с нормами; создание для работников Общества благоприятных социальных условий, установление оптимальных режимов труда и отдыха; обеспечение персонала санитарно — бытовыми помещениями и устройствами; организация медицинского обслуживания работников; обеспечение уровня безопасности производственных процессов в подразделениях, при которых риск возникновения случаев травматизма минимален и соответствует сложившемуся на конкретном этапе научно-технического прогресса уровню развития общества; достижение уровня охраны труда, определённого нормативными документами вышестоящих органов управления и соответствующего показателям передовых энергетических компаний. Работа с персоналом: организация профессионального и медицинского отбора работников; обеспечение централизованного обучения и повышения квалифика-ции специалистов по охране труда; обеспечение предрейсовых осмотров водителей; организация предсменного контроля функционального состояния и работоспособности оперативного персонала; организация подготовки персонала в части обучения его методам и приёмам безопасного производства работ, методам оказания первой медицинской помощи, проверка знаний, аттестация, стажировка, дублирование, инструктаж; обеспечение страхования идентифицированных рисков, полной и своевременной компенсации внеплановых финансовых потерь в результате травмирования и профессиональных заболеваний персонала; пропаганда и разъяснение персоналу политики, задач и нормативных требований в области охраны труда; установление определённых функций и обязанностей по охране труда для руководства компании, руководителей, специалистов, рабочих обособленных подразделений и филиала «Распределительные сети» на всех уровнях управления производством; стимулирование работы по обеспечению безопасности производственных процессов, снижению производственного травматизма и недопущению случаев профессиональных заболеваний, а также соблюдение персоналом нормативов по безопасности труда; проведение совещаний, соревнований профессионального мастерства, дней и недель охраны труда, мероприятий по обмену опытом. Обеспечение персонала сертифицированными, качественными и надёжными средствами защиты: разработка единых стандартов обеспечения средствами индивидуальной защиты (СИЗ) с учётом особенностей производственных процессов и видов работ, выполняемых подразделениями; полное и своевременное обеспечение работников коллективными и индивидуальными средствами защиты от воздействия опасных и вредных производственных факторов в соответствии с разработанным стандартом, считая, что действующие Типовые нормы могут обеспечить минимальную защиту от такого воздействия; ведение системы учёта СИЗ. Планирование и финансирование мероприятий по охране труда: планирование мероприятий по охране труда и организация их выполнения; постоянный контроль и учёт; анализ и оценка проводимой работы; финансовое обеспечение СУОТ; оценка эффективности затрат на мероприятия по улучшению условий труда, обеспечению го безопасности, обучению персонала по охране труда, медицинскому обслуживанию, приобретению СИЗ. Обеспечение работников нормативной документацией по охране труда: организация и обеспечение работников нормативной документацией по технической эксплуатации, охране труда, промышленной и пожарной безопасности; организация работы технических библиотек в подразделениях. Проведение внутреннего и внешнего аудита состояния охраны труда, экспертиза условий труда: организация многоступенчатого внутреннего контроля за соблюдением требований охраны труда в процессе производства; проведение внутреннего и внешнего аудита СУОТ; анализ результатов деятельности по профилактике производственного травматизма и профессиональной заболеваемости; осуществление мониторинга исполнения мероприятий, направленных на предупреждение несчастных случаев на производстве, укрепление здоровья работников; разработка на основе анализов корректирующих мероприятий; оценка результативности и эффективности СУОТ. Всё вышеперечисленное является основным направлением в области организации охраны труда в ОАО «Сахалинэнерго».

    5.2 Требования к персоналу, обслуживающему подстанцию
    Работники, принимаемые для выполнения работ в электроустановках, должны иметь профессиональную подготовку, соответствующую характеру работы. При отсутствии профессиональной подготовки такие работники должны быть обучены (до допуска к самостоятельной работе) в специализированных центрах подготовки персонала (учебных комбинатах, учебно-тренировочных центрах и т.п.).

    Профессиональная подготовка персонала, повышение его квалификации, проверка знаний и инструктажи проводятся в соответствии с требованиями государственных и отраслевых нормативных правовых по организации охраны труда и безопасной работе персонала. Проверка состояния здоровья работника производится до приёма его на работу, а также периодически, в порядке, предусмотренном Минздравом России. Совмещаемые профессии должны указываться администрацией организации в направлении на медицинский осмотр. Электротехнический персонал до допуска к самостоятельной работе должен быть обучен приёмам освобождения пострадавшего от действия электрического тока, оказания первой помощи при несчастных случаях. Электротехнический персонал должен пройти проверку знаний по межотраслевым правилам по охране труда при эксплуатации электроустановок (РД 153.34.0 — 03.150-00) и других нормативно-технических документов (правил и инструкций по технической эксплуатации, пожарной безопасности, пользованию защитными средствами, устройства электроустановок) в пределах требований, предъявляемых к соответствующей должности или профессии, иметь соответствующую группу по электробезопасности от I до Y (высшая группа допуска).

    Персонал обязан соблюдать требования межотраслевых правил по охране труда при эксплуатации электроустановок (РД 153.34.0 — 03.150-00), инструкций по охране труда, указания, полученные при инструктаже. Работнику, прошедшему проверку знаний по охране труда при эксплуатации электроустановок, выдаётся удостоверение установленной формы, в которое вносятся результаты проверки знаний. Работники, обладающие правом проведения работ, должны иметь об этом запись в удостоверении. Под специальными работами, право на проведение которых отражается в удостоверении после проверки знаний работника, следует понимать: верхолазные работы; работы под напряжением на токоведущих частях чистка, обмыв и замена изоляторов, ремонт проводов, контроль измерительной штангой изоляторов и соединительных зажимов, смазка тросов; испытание оборудования повышенным напряжением; Работник, проходящий стажировку, дублирование, должен быть закреплён распоряжением за опытным работником. Допуск к самостоятельной работе должен быть также оформлен соответствующим распоряжением руководителя организации. Каждый работник, если он не может принять меры к устранению нарушений требований межотраслевых правил по охране труда при эксплуатации электроустановок (РД 153.34.0 — 03.150-00), должен немедленно сообщить вышестоящему руководителю о всех замеченных им нарушениях и представляющих опасность для людей, неисправностях электроустановок, машин, механизмов, приспособлений, инструмента, средств защиты и т.д.

    5.3 Правила техники безопасности при эксплуатации аппаратов высокого напряжения
    При монтаже, испытаниях, включении, эксплуатации и ремонте разъединителей необходимо руководствоваться действующими «Правилами безопасной эксплуатации электроустановок». Обслуживание разъединителей допускается лицами, прошедшими проверку знаний ПТЭ и ПТБ и имеющими соответствующую квалификационную группу. Рукоятки приводов заземляющих ножей и вертикальные валы тяг должны быть окрашены в красный цвет, а заземляющие ножи — в чёрный, рукоятки приводов рабочих ножей должны быть окрашены в цвет оборудования. Блокировочные устройства, кроме механических, должны быть постоянно опломбированы. Оперативному персоналу, непосредственно выполняющему переключения, запрещается самовольно деблокировать блокировку (отводить запорный стержень блок-замка не электромагнитным ключом, а рукой за счёт люфта деблокировочного рычажка и т.д.), нарушать взаимодействие блокировки, производить операции, если шток блок-замка полностью не втягивается ключом. Запрещается производить операции с разъединителями, изоляторы которых имеют сколы и трещины. Запрещается производить включение заземляющих ножей при включённых главных ножах и наоборот, включение главных ножей при включённых заземляющих. Включать и отключать разъединители с ручным механическим приводом необходимо в электрических перчатках. Запрещается включение разъединителей под нагрузку и отключение ими тока нагрузки. При проведении испытания разъединителей для предупреждения падения изоляторов и травмирования при этом персонала изоляторы при испытании необходимо подстраховывать, привязывая их к временно прикрепленных к раме стойкам.

    5.4 Организация пожарной безопасности на подстанции
    Помещения закрытых распределительных устройств (ЗРУ) должны содержаться в чистоте. Не реже 1 раза в год, а в необходимых случаях и чаще, должна проводиться уборка коридоров от пыли. Электротехническое оборудование ЗРУ необходимо чистить по утвержденному графику с обязательным выполнением организационных и технических мероприятий по действующим правилам техники безопасности. Запрещается в помещениях и коридорах ЗРУ устраивать кладовые и другие подсобные сооружения, не относящиеся к распределительному устройству, а также хранить электротехническое оборудование, материалы, запасные части, емкости с горючими жидкостями и баллоны с различными газами. Для очистки электротехнического оборудования от грязи и отложений должны использоваться пожаробезопасные моющие составы и препараты. В исключительных случаях при невозможности по техническим причинам использовать специальные моющие средства допускается применение горючих жидкостей (растворителей, бензина и др.) в количествах, не превышающих при разовом пользовании 1 л. При использовании горючих жидкостей должна применяться только закрывающаяся тара из небьющегося материала. Сварочные и другие огнеопасные работы в ЗРУ допускается проводить только на оборудовании, которое невозможно вынести, после выполнения необходимых противопожарных мероприятий. Кабельные каналы ЗРУ и наземные кабельные лотки открытых распределительных устройств (ОРУ) должны быть постоянно закрыты несгораемыми плитами. Места подвода кабелей к ячейкам ЗРУ и к другим сооружениям должны иметь несгораемое уплотнение с огнестойкостью не менее 0,75 ч. Наземные кабельные лотки ОРУ должны иметь огнестойкое уплотнение в местах прохода кабелей из кабельных сооружений в эти лотки, а также в местах разветвления на территории ОРУ. Несгораемые уплотнения должны выполняться в кабельных каналах в местах их прохода из одного помещения в другое, а также в местах разветвления канала и через каждые м по длине. Места уплотнения кабельных лотков и каналов должны быть обозначены нанесением на плиты красных полос. При необходимости делаются поясняющие надписи. В кабельных лотках и каналах допускается применять пояса из песка или другого негорючего материала длиной не менее 0,3 м. На территории ОРУ следует периодически скашивать и удалять траву. Запрещается выжигать сухую траву на территории объекта и прилегающих к ограждению площадках. Допускается на отдельных участках территории ОРУ иметь декоративный кустарник или низкорослые деревья лиственных пород, в том числе фруктовые, если они не мешают общему обзору территории, а расстояния между деревьями и токоведущими частями исключают возможность электрического перекрытия в соответствии с требованиями ПУЭ. За насаждениями должен быть организован агротехнический уход. На подстанциях с постоянным персоналом, а также на электростанциях первичные средства пожаротушения в помещении ЗРУ должны размещаться у входов. При делении ЗРУ на секции посты пожаротушения должны располагаться в тамбурах или на площадках у лестничных клеток. В ЗРУ должны быть определены места хранения защитных средств для пожарных подразделений при ликвидации пожара и их необходимое количество. Применение этих средств для других целей не допускается. На территории ОРУ первичные средства должны размещаться на специальных постах в удобном для персонала месте (в помещениях щитов, в тамбурах камер и т.п.).

    Поясняющие знаки и надписи, указывающие местоположение средств пожаротушения, должны иметься на тропах обхода территории ОРУ. В местах установки на ОРУ передвижной пожарной техники (в соответствии с оперативным планом пожаротушения) должны быть обозначены и оборудованы места заземления. Компрессорные помещения должны содержаться в чистоте. Обтирочный материал должен храниться в специальных металлических закрывающихся ящиках вместимостью не более 0,5 куб. м. Допускается непосредственно в помещении хранить суточный запас смазочного масла в закрытой небьющейся таре (металлической, пластиковой и т.п.).

    Проездные дороги по территории подстанций и к водоисточникам должны содержаться в исправном состоянии, а в зимнее время регулярно очищаться от снега.

    5.5 Охрана окружающей среды. Мероприятия по рациональному использованию электрической энергии
    Охрана окружающей среды. Понятие «энергетика» включает в себя методы получения и использования различных видов энергии для нужд человеческого общества. Энергетика, или иначе «топливно-энергетический комплекс», — одна из основ развития современного общества; эффективность решения социальных, экономических и технических задач, а также антропогенных преобразований природы в значительной мере определяется выработкой энергии и масштабностью энергоресурсов. Темпы научно-технического прогресса и интенсификация производства находятся в прямой зависимости от состояния энергетики. Она оказывает весьма существенное влияние на природную среду, являясь источником различных видов загрязнения воздуха, воды, земной поверхности и недр, а также основным потребителем минерального топлива, определяющим уровень его добычи. Первоисточником большинства видов энергии служит солнечная радиация. Солнце ежесекундно направляет на Землю энергию, равную 16,76*10 кДж, половина которой, проходя через атмосферу, достигает поверхности нашей планеты. Часть поглощаемой атмосферой и гидросферой энергии затрачивается на круговорот воды в природе или превращается в энергию ветра, волн и океанских течений. Доля энергии, воспринимаемая верхним слоем литосферы, расходуется на накопление теплоты и поверхностной энергии пород, приводящей к их разрушению, вплоть до мелкодисперсного состояния (пески, глины), а также на другие процессы. Значительная часть солнечной энергии расходуется в биосфере на фотосинтез и создание живого вещества. К энергии, непосредственно не связанной с солнечной радиацией, относят тепловую энергию земных недр, энергию океанских и морских приливов, тепловую энергию, получаемую при сжигании биологических (древесины) и геохимических (торф, уголь, нефть, газ)»аккумуляторов солнечной энергии», электроэнергию, атомную энергию и энергию некоторых химических процессов (например, широко используемую в горном производстве энергию взрыва).

    Еще в недалеком прошлом основными энергетическими источниками, используемыми человеческим обществом, была мускульная сила процессов людей и животных, затем для наиболее трудоемких производственных процессов и транспорта стала использоваться энергия ветра и водотоков. С начала прошлого столетия основой энергетики становится энергия пара, производство которой было связано с расходованием топливных ресурсов и сопровождалось загрязнением атмосферы и земной поверхности. Значительная роль в современной энергетике принадлежит также энергии «внутреннего сгорания» жидкого топлива, превращаемой преимущественно в механическую энергию транспортных машин. Паровая энергия имеет весьма ограниченное применение и используется в основном в железнодорожном транспорте. Производство энергии приводит к расходованию во все возрастающих количествах топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) и загрязнению биосферы. При производстве энергии, связном со сжиганием любого вида топлива, происходит «тепловое загрязнение» природной среды. Считают, однако, что необратимые последствия теплового загрязнения будут иметь место при стократном по сравнению с современным увеличением энергопотребления. Существует образное выражение, что мы живем в эпоху трех «Э»: экономика, энергетика, экология. При этом экология как наука и образ мышления привлекает все более и более пристальное внимание человечества. Экологию рассматривают как науку и учебную дисциплину, которая призвана изучать взаимоотношения организмов и среды во всем их разнообразии. При этом под средой понимается не только мир неживой природы, а и воздействие одних организмов или их сообществ на другие организмы и сообщества. Термин «экология» был введен в употребление немецким естествоиспытателем Э. Геккелем в 1866 году и в дословном переводе с греческого обозначает науку о доме (ойкос — дом, жилище; логос — учение).

    По этой причине экологию иногда связывают только с учением о среде обитания (доме) или окружающей среде. Последнее в основе правильно с той, однако, существенной поправкой, что среду нельзя рассматривать в отрыве от организмов, как и организмы вне их среды обитания. Это составные части единого функционального целого, что и подчеркивается приведенным выше определением экологии как науки о взаимоотношениях организмов и среды. Такую двустороннюю связь важно подчеркнуть в связи с тем, что это основополагающее положение часто не до учитывается: экологию сводят только к влиянию среды на организмы. Ошибочность таких положений очевидна, поскольку именно организмы сформировали современную среду. Им же принадлежит первостепенная роль в нейтрализации тех воздействий на среду, которые происходили и происходят по различным причинам. В настоящее время термин «экология» существенно трансформировался. Она стала больше ориентированной на человека в связи с его исключительно масштабным и специфическим влиянием на среду. Сказанное позволяет дополнить определение «экологии» и назвать задачи, которые она призвана решать в настоящее время. Современную экологию можно рассматривать как науку, занимающуюся изучением взаимоотношений организмов, в том числе и человека со средой, определением масштабов и допустимых пределов воздействия человеческого общества на среду, возможностей уменьшения этих воздействий или их полной нейтрализации. В стратегическом плане — это наука о выживании человечества и выходе из экологического кризиса, который приобрел (или приобретает) глобальные масштабы — в пределах всей планеты Земля. Становится все более ясным, что человек очень мало знает о среде, в которой он живет, особенно о механизмах, которые формируют и сохраняют среду. Раскрытие этих механизмов (закономерностей) — одна из важнейших задач современной экологии и экологического образования. Ясно, что она может решаться лишь при условии изучения не только «дома», но и его обитателей, их образа жизни. Содержание термина «экология», таким образом, приобрело социально-политический, философский аспект. Она стала проникать практически во все отрасли знаний, с ней связывается гармонизация естественных и технических наук, она активно внедряется в гуманитарные области знаний. Экология при этом рассматривается не только как самостоятельная дисциплина, а как мировоззрение, призванное пронизывать все науки, технологические процессы и сферы деятельности людей. Признано поэтому, что экологическая подготовка должна идти, по крайней мере, по двум направлениям через изучение специальных интегральных курсов и через экологизацию всей научной, производственной и педагогической деятельности. Ясно, что без основательной обще экологической подготовки экологизация образования, как и деятельности человека, практически невозможна, а если она и проводится — то либо не достигает цели, либо имеет результат, противоположный ожидаемому, так как базируется на случайных, часто фрагментарных положениях, что недопустимо для системной науки, к рангу которой относится «экология». Наряду с экологическим образованием существенное внимание уделяется экологическому воспитанию, с которым связывается бережное отношение к природе, культурному наследию, социальным благам. Без серьезного обще экологического образования решение этой задачи также весьма проблематично. В обобщенном виде «общая экология» изучает наиболее общие закономерности взаимоотношений организмов и их сообществ со средой в естественных условиях. «Социальная экология» рассматривает взаимоотношения в системе «общество — природа», специфическую роль человека в системах различного ранга, отличие этой роли от других живых существ, пути оптимизации взаимоотношений человека со средой, теоретические основы рационального природопользования. С точки зрения основного содержания предмета «общая экология» есть не что иное, как экология природных систем и учение о природной среде, а «социальная и прикладная экология» — экология измененных человеком природных систем и среды, или экология природно-антропогенных систем и учение о природно-антропогенной (иногда техногенной) среде. Несомненно, что в ближайшей перспективе тепловая энергетика будет оставаться преобладающей в энергетическом балансе мира и отдельных стран. Велика вероятность увеличения доли углей и других видов менее чистого топлива в получении энергии. В этой связи рассмотрим некоторые пути и способы их использования, позволяющие существенно уменьшать отрицательное воздействие на среду. Эти способы базируются в основном на совершенствовании технологий подготовки топлива и улавливания вредных отходов. В их числе можно назвать следующие: использование и совершенствование очистных устройств. В настоящее время на многих ТЭС улавливаются в основном твердые выбросы с помощью различного вида фильтров. Наиболее агрессивный загрязнитель — сернистый ангидрид на многих ТЭС не улавливается или улавливается в ограниченном количестве. В то же время имеются ТЭС (США, Япония), на которых производится практически полная очистка от данного загрязнителя, а также от окислов азота и других вредных полютантов. Для этого используются специальные десульфурационные (для улавливания диоксида и триоксида серы) и денитрификационные (для улавливания окислов азота) установки. Наиболее широко улавливание окислов серы и азота осуществляется посредством пропускания дымовых газов через раствор аммиака. Конечными продуктами такого процесса являются аммиачная селитра, используемая как минеральное удобрение, или раствор сульфита натрия (сырье для химической промышленности).

    Такими установками улавливается до 96% окислов серы и более 80% оксидов азота. Существуют и другие методы очистки от названных газов; уменьшение поступления соединений серы в атмосферу посредством предварительного обессеривания (десульфурации) углей и других видов топлива (нефть, газ, горючие сланцы) химическими или физическими методами. Этими методами удается извлечь из топлива от до 70% серы до момента его сжигания; большие и реальные возможности уменьшения или стабилизации поступления загрязнений в среду связаны с экономией электроэнергии. Особенно велики такие возможности для России за счет снижения энергоемкости получаемых изделий. Например, в США на единицу получаемой продукции расходовалось в среднем в 2 раза меньше энергии, чем в бывшем СССР. В Японии такой расход был меньшим в три раза. Не менее реальна экономия энергии за счет уменьшения металлоемкости продукции, повышения ее качества и увеличения продолжительности жизни изделий. Перспективно энергосбережение за счет перехода на наукоемкие технологии, связанные с использованием компьютерных и других устройств; не менее значимы возможности экономии энергии в быту и на производстве за счет совершенствования изоляционных свойств зданий. Реальную экономию энергии дает замена ламп накаливания с КПД около 5% флуоресцентными, КПД которых в несколько раз выше; Крайне расточительно использование электрической энергии для получения тепла. Важно иметь в виду, что получение электрической энергии на ТЭС связано с потерей примерно 60-65% тепловой энергии, а на АЭС — не менее 70% энергии. Энергия теряется также при передаче ее по проводам на расстояние. Поэтому прямое сжигание топлива для получения тепла, особенно газа, намного рациональнее, чем через превращение его в электричество, а затем вновь в тепло. заметно повышается также КПД топлива при его использовании вместо ТЭС на ТЭЦ. В последнем случае объекты получения энергии приближаются к местам ее потребления и тем самым уменьшаются потери, связанные с передачей на расстояние. Наряду с электроэнергией на ТЭЦ используется тепло, которое улавливается охлаждающими агентами. При этом заметно сокращается вероятность теплового загрязнения водной среды. Наиболее экономично получение энергии на небольших установках типа ТЭЦ (иогенирование) непосредственно в зданиях. В этом случае потери тепловой и электрической энергии снижаются до минимума. Такие способы в отдельных странах находят все большее применение. Энергетика — это та отрасль производства, которая развивается невиданно быстрыми темпами. Если численность населения в условиях современного демографического взрыва удваивается за 40-50 лет, то в производстве и потреблении энергии это происходит через каждые 12-15 лет. При таком соотношении темпов роста населения и энергетики, энерговооруженность лавинообразно увеличивается не только в суммарном выражении, но и в расчете на душу населения. Нет основания ожидать, что темпы производства и потребления энергии в ближайшей перспективе существенно изменятся (некоторое замедление их в промышленно развитых странах компенсируется ростом энерговооруженности стран третьего мира), поэтому важно получить ответы на следующие вопросы: какое влияние на биосферу и отдельные ее элементы оказывают основные виды современной (тепловой, водной, атомной) энергетики и как будет изменяться соотношение этих видов в энергетическом балансе в ближайшей и отдаленной перспективе; можно ли уменьшить отрицательное воздействие на среду современных (традиционных) методов получения и использования энергии; каковы возможности производства энергии за счет альтернативных (нетрадиционных) ресурсов, таких как энергия солнца, ветра, термальных вод и других источников, которые относятся к неисчерпаемым и экологически чистым. В настоящее время энергетические потребности обеспечиваются в основном за счет трех видов энергоресурсов: органического топлива, воды и атомного ядра. Энергия воды и атомная энергия используются человеком после превращения ее в электрическую энергию. В то же время значительное количество энергии, заключенной в органическом топливе, используется в виде тепловой, и только часть ее превращается в электрическую. Однако и в том, и в другом случае высвобождение энергии из органического топлива связано с его сжиганием, а, следовательно, и с поступлением продуктов горения в окружающую среду. За счет сжигания топлива (включая дрова и другие биоресурсы) в настоящее время производится около 90% энергии. Доля тепловых источников уменьшается до 80-85% в производстве электроэнергии. При этом в промышленно развитых странах нефть и нефтепродукты используются в основном для обеспечения нужд транспорта. Например, в США (данные на 1995 г.) нефть в общем энергобалансе страны составляла 44%, а в получении электроэнергии — только 3%. Для угля характерна противоположная закономерность: при 22% в общем энергобалансе он является основным в получении электроэнергии — 52%. В Китае доля угля в получении электроэнергии близка к 75%, в то же время в России преобладающим источником получения электроэнергии является природный газ (около 40%), а на долю угля приходится только 18% получаемой энергии, доля нефти не превышает 10%. В мировом масштабе гидроресурсы обеспечивают получение около 5-6% электроэнергии (в России 20,5%), атомная энергетика дает 17-18% электроэнергии. В России ее доля близка к 12%, а в ряде стран она является преобладающей в энергетическом балансе (Франция — 74%, Бельгия — 61%, Швеция — 45%).

    Сжигание топлива — не только основной источник энергии, но и важнейший поставщик в среду загрязняющих веществ. Тепловые электростанции в наибольшей степени «ответственны» за усиливающийся парниковый эффект и выпадение кислотных осадков. Они, вместе с транспортом, поставляют в атмосферу основную долю техногенного углерода (в основном в виде СО2
    ), около 50% двуокиси серы, 35% — окислов азота и около 35% пыли. Имеются данные, что тепловые электростанции в 2-4 раза сильнее загрязняют среду радиоактивными веществами, чем АЭС такой же мощности. В выбросах ТЭС содержится значительное количество металлов и их соединений. При пересчете на смертельные дозы в годовых выбросах ТЭС мощностью 1 млн. кВт содержится алюминия и его соединений свыше 100 млн. доз, железа — 400 млн. доз, магния — 1,5 млн. доз. Летальный эффект этих загрязнителей не проявляется только потому, что они попадают в организмы в незначительных количествах. Это, однако, не исключает их отрицательного влияния через воду, почвы и другие звенья экосистем. Влияние энергетики на среду и ее обитателей в большей мере зависит от вида используемых энергоносителей (топлива).

    Наиболее чистым топливом является природный газ, далее следует нефть (мазут), каменные угли, бурые угли, сланцы, торф. Хотя в настоящее время значительная доля электроэнергии производится за счет относительно чистых видов топлива (газ, нефть), однако закономерной является тенденция уменьшения их доли. По имеющимся прогнозам, эти энергоносители потеряют свое ведущее значение уже в первой четверти XXI столетия. Здесь уместно вспомнить высказывание Д.И. Менделеева о недопустимости использования нефти как топлива: «нефть не топливо — топить можно и ассигнациями». Не исключена вероятность существенного увеличения в мировом энергобалансе использования угля. По имеющимся расчетам, запасы углей таковы, что они могут обеспечивать мировые потребности в энергии в течение 200-300 лет. Возможная добыча углей, с учетом разведанных и прогнозных запасов, оценивается более чем в 7 триллионов тонн. При этом более 1/3 мировых запасов углей находится на территории России. Поэтому закономерно ожидать увеличения доли углей или продуктов их переработки (например, газа) в получении энергии, а, следовательно, и в загрязнении среды. Угли содержат от 0,2 до десятков процентов серы, в основном, в виде пирита, сульфата, закисного железа и гипса. Имеющиеся способы улавливания серы при сжигании топлива далеко не всегда используются из-за сложности и дороговизны. Поэтому значительное количество ее поступает и, по-видимому, будет поступать в ближайшей перспективе в окружающую среду. Серьезные экологические проблемы связаны с твердыми отходами ТЭС — золой и шлаками. Хотя зола в основной массе улавливается различными фильтрами, все же в атмосферу в виде выбросов ТЭС ежегодно поступает около 250 млн. тонн мелкодисперсных аэрозолей. Последние способны заметно изменять баланс солнечной радиации у земной поверхности. Они же являются ядрами конденсации для паров воды и формирования осадков; а, попадая в органы дыхания человека и других организмов, вызывают различные респираторные заболевания. Выбросы ТЭС являются существенным источником такого сильного канцерогенного вещества, как бензопирен. С его действием связано увеличение онкологических заболеваний. В выбросах угольных ТЭС содержатся также окислы кремния и алюминия. Эти абразивные материалы способны разрушать легочную ткань и вызывать такое заболевание, как силикоз, которым раньше болели шахтеры. Сейчас случаи заболевания силикозом регистрируются у детей, проживающих вблизи угольных ТЭС. Серьезную проблему вблизи ТЭС представляет складирование золы. Для этого требуются значительные территории, которые долгое время не используются, а также являются очагами накопления тяжелых металлов и повышенной радиоактивности. Имеются данные, что если бы вся сегодняшняя энергетика базировалась на угле, то выбросы составляли бы млрд. тонн в год (сейчас они близки к 6 млрд. тонн в год).

    Это тот предел, за которым прогнозируются такие изменения климата, которые обусловят катастрофические последствия для биосферы. ТЭС — существенный источник подогретых вод, которые используются здесь как охлаждающий агент. Эти воды нередко попадают в реки и другие водоемы, обусловливая их тепловое загрязнение и сопутствующие ему цепные природные реакции (размножение водорослей, потерю кислорода, гибель гидробионтов, превращение типично водных экосистем в болотные и т.п.).

    Энергосбережение. На всех стадиях своего развития человек был тесно связан с окружающим миром. Но с тех пор как появилось высокоиндустриальное общество, опасное вмешательство человека в природу резко усилилось, расширился объём этого вмешательства, оно стало многообразнее и сейчас грозит стать глобальной опасностью для человечества. Расход не возобновляемых видов сырья повышается, все больше пахотных земель выбывает из экономики, так как на них строятся города и заводы. Человеку приходится все больше вмешиваться в хозяйство биосферы — той части нашей планеты, в которой существует жизнь. Биосфера Земли в настоящее время подвергается нарастающему антропогенному воздействию. При этом можно выделить несколько наиболее существенных процессов, любой из которых не улучшает экологическую ситуацию на планете. Наиболее масштабным и значительным является химическое загрязнение среды несвойственными ей веществами химической природы. Среди них — газообразные и аэрозольные загрязнители промышленно-бытового происхождения. Прогрессирует и накопление углекислого газа в атмосфере. Дальнейшее развитие этого процесса будет усиливать нежелательную тенденцию в сторону повышения среднегодовой температуры на планете. Вызывает тревогу у экологов и продолжающееся загрязнение Мирового океана нефтью и нефтепродуктами, достигшее уже почти половину его общей поверхности. Нефтяное загрязнение таких размеров может вызвать существенные нарушения газо- и водообмена между гидросферой и атмосферой. Не вызывает сомнений и значение химического загрязнения почвы пестицидами и ее повышенная кислотность, ведущая к распаду экосистемы. В целом все рассмотренные факторы, которым можно приписать загрязняющий эффект, оказывают заметное влияние на процессы, происходящие в биосфере. Актуальность темы определяется особой ролью электроэнергетики страны в реформировании экономики России. В связи с принципиальным изменением условий функционирования предприятий электроэнергетической отрасли, развитием процессов реструктуризации энергетических объектов, повышением значимости обеспечения надёжности и качества энергоснабжения потребителей и изменением динамики взаимосвязей энергетической системы с отраслями народного хозяйства на предприятиях энергетического комплекса, целесообразно развивать с учетом общенаучной системной методологии. На всех стадиях своего развития человек был тесно связан с окружающим миром. Но с тех пор как появилось высокоиндустриальное общество, опасное вмешательство человека в природу резко усилилось, расширился объём этого вмешательства, оно стало многообразнее и сейчас грозит стать глобальной опасностью для человечества. Расход не возобновляемых видов сырья повышается, все больше пахотных земель выбывает из экономики, так как на них строятся города и заводы. Человеку приходится все больше вмешиваться в хозяйство биосферы — той части нашей планеты, в которой существует жизнь. Биосфера Земли в настоящее время подвергается нарастающему антропогенному воздействию. При этом можно выделить несколько наиболее существенных процессов, любой из которых не улучшает экологическую ситуацию на планете. Наиболее масштабным и значительным является химическое загрязнение среды несвойственными ей веществами химической природы. Среди них — газообразные и аэрозольные загрязнители промышленно-бытового происхождения. Прогрессирует и накопление углекислого газа в атмосфере. Дальнейшее развитие этого процесса будет усиливать нежелательную тенденцию в сторону повышения среднегодовой температуры на планете. Вызывает тревогу у экологов и продолжающееся загрязнение Мирового океана нефтью и нефтепродуктами, достигшее уже почти половину его общей поверхности. Нефтяное загрязнение таких размеров может вызвать существенные нарушения газо- и водообмена между гидросферой и атмосферой. Не вызывает сомнений и значение химического загрязнения почвы пестицидами и ее повышенная кислотность, ведущая к распаду экосистемы. В целом все рассмотренные факторы, которым можно приписать загрязняющий эффект, оказывают заметное влияние на процессы, происходящие в биосфере. Актуальность темы определяется особой ролью электроэнергетики страны в реформировании экономики России. В связи с принципиальным изменением условий функционирования предприятий электроэнергетической отрасли, развитием процессов реструктуризации энергетических объектов, повышением значимости обеспечения надёжности и качества энергоснабжения потребителей и изменением динамики взаимосвязей энергетической системы с отраслями народного хозяйства на предприятиях энергетического комплекса, целесообразно развивать с учетом общенаучной системной методологии. На развитие хозяйствующих субъектов в нашей стране существенное негативное влияние оказывает высокая доля энергетических затрат в издержках производства, которая на промышленных предприятиях составляет в среднем 8-12% и имеет устойчивую тенденцию к росту в связи с большим моральным и физическим износом основного оборудования и значительными потерями при транспортировке энергетических ресурсов. Одним из определяющих условий снижения издержек на промышленных предприятиях и повышения экономической эффективности производства в целом является рациональное использование энергетических ресурсов. Вместе с тем, энергосберегающий путь развития отечественной экономики возможен только при формировании и последующей реализации программ энергосбережения на отдельных предприятиях, для чего необходимо создание соответствующей методологической и методической базы. Откладывание реализации энергосберегающих мероприятий наносит значительный экономический ущерб предприятиям и негативно отражается на общей экологической и социально-экономической ситуации. Помимо этого, дальнейший рост издержек в промышленности и других отраслях народного хозяйства сопровождается растущим дефицитом финансовых ресурсов, что задерживает обновление производственной базы предприятий в соответствии с достижениями научно-технического прогресса. Для предотвращения финансовых потерь при формировании совокупности энергосберегающих мероприятий требуется разработка и совершенствование методов оценки эффективности программ энергосбережения, учитывающих многовариантность использования источников инвестиций, предназначенных для их реализации. Уменьшение энергетической составляющей в издержках производства позволит получить дополнительные средства для обеспечения приемлемого уровня морального и физического износа технологического оборудования [3, c.128]. Различные авторы под топливно-энергетическими ресурсами (ТЭР) подразумевают совокупность всех природных и преобразованных ресурсов, используемых в хозяйстве страны. Экономисты относят к ТЭР «природные топливные ресурсы, природные энергетические ресурсы, продукты переработки топлива, горючие (топливные) побочные энергетические ресурсы, электроэнергию, сжатый воздух и доменное дутье, тепловую энергию (пар и горячую воду)» [3, с.5]. Не вызывает сомнений, что согласно видовой классификации ТЭР следует отнести к материальным ресурсам, хотя в некоторых производственных процессах на предприятии ТЭР воздействует на предмет труда непосредственно. Также следует заметить, что часть их используются и как топливо, и как сырье для переработки (например, нефть).

    Обобщая сказанное выше, применяя терминологию законодательных документов, энергетические ресурсы можно подразделить на первичные возобновляемые, не возобновляемые и вторичные (побочные).

    Обычно при использовании ресурсов возможен выбор одного ресурса из нескольких возможных — например, применять торф, газ или мазут в котельных. При этом выбор конкретного ресурса из числа возможных определяется не только спецификой производства, но и экономическим положением региона, обеспеченностью его тем или иным видом ресурсов и некоторыми другими факторами. Следует, однако, отметить, что такой выбор не всегда осуществляется рационально: например, регионы, испытывающие недостаток в некоторых ресурсах и не планируют осуществлять переход на прочие энергоресурсы. Например, в Республике Татарстан основным первичным энергетическим ресурсом является природный газ, 97% которого привозится из других регионов. При этом данный регион обеспечен собственными ресурсами нефти в достаточной мере, но переход на этот ресурс не происходит. Причины такого нерационального отношения следует искать в прошлом страны, когда на всей территории СССР любой регион мог использовать любой энергетический ресурс, не заботясь о месте его добычи. Согласно Законам об энергосбережении Российской Федерации, Республики Татарстан и некоторых субъектов Российской Федерации, энергосбережение — это «реализация правовых, организационных, научных, производственных, технических и экономических мер, направленных на эффективное использование энергетических ресурсов и на вовлечение в хозяйственный оборот возобновляемых источников энергии». При этом, однако, данное определение не уточняет, что понимается под «эффективным использованием энергетических ресурсов». За это оно было подвергнуто справедливой критике. Соглашаясь с ними, автор принимает следующее определение: энергосбережение — это реализация производственных, научных, технических, организационных, экономических и правовых мер, имеющих целью достижение экономически обоснованного значения эффективности использования энергетических ресурсов. При этом необходимо отметить, что в качестве ориентира энергосбережения могут применяться различные критерии. Наиболее часто ориентиром для управляющих воздействий служит потенциал энергосбережения, под которым подразумевают резервы, которые могут быть освоены во времени. Проводя анализ и оценку экономического энергоресурсного потенциала необходимо рассматривать не только количественную и качественную его характеристики, но и возможность рационального использования энергетических ресурсов. Эффективность энергосбережения на промышленных предприятиях. Машиностроение представляет собой энергоемкую сферу промышленного производства, где, в результате морального и физического старения основных фондов происходит постоянное и непрерывное увеличение потребления энергии. Рост расходов на энергетические ресурсы и вызываемое им повышение себестоимости машиностроительной продукции обозначает необходимость сокращения энергетической составляющей в издержках производства. В то же время предприятия машиностроения не заинтересованы в разработке и реализации программ энергосбережения, что вызвано относительно низкими ценами на энергоносители (например, цена электрической энергии составляет 0,86 руб., тогда как экономически обоснованный тариф — 1,6 руб.), отсутствием экономических стимулов к энергосбережению, ограниченными финансовыми ресурсами. В результате программы энергосбережения на машиностроительных предприятиях либо не разработаны вовсе, либо реализация имеющихся программ практически не ведется. Для получения максимального эффекта от реализации программы энергосбережения на предприятиях машиностроения она должна представлять собой оптимальную для него совокупность энергосберегающих мероприятий. Для этого необходимо, с одной стороны, классифицировать объекты энергосбережения и их социально-экономические результаты, и, с другой, сформировать и обосновать систему показателей эффективности энергосбережения. При этом наибольшее значение имеет оценка экономической эффективности совокупности энергосберегающих мероприятий, которую в каждом конкретном случае определяет специфика технологического процесса на различных стадиях производства конечного продукта. Исходя из этого необходимо учитывать особенности оценки экономической эффективности мероприятий в соответствии с результатами энергосбережения на машиностроительном предприятии: при подготовке основного производства, в процессе основного производства, на вспомогательных производствах, при складировании продукции, модернизации основного и обслуживающих производств [4, c. 192]. Указанные особенности должны быть учтены в соответствующих расчетах за счет внесения изменений при определении прибылей и убытков предприятия, которые, в свою очередь, вызываются различными социально-экономическими результатами энергосберегающих мероприятий, входящих в программу энергосбережения. На сегодняшний день программы энергосбережения разрабатывают обычно эксперты технологического сектора, не знакомые с экономическим механизмом энергосбережения. В связи с этим большинство имеющихся программ не содержат оценок экономического эффекта и не создают стимулов к энергосбережению. Можно сделать вывод о том, что рациональное использование энергетических ресурсов на предприятии является важной составляющей снижения производственных издержек, и, следовательно, получения дополнительной прибыли, завоевания большей доли рынка и решения социальных проблем на основе: реализации процесса подготовки производства в соответствии с оптимальными режимами ввода основных средств в эксплуатацию; использования наиболее рентабельных производственных технологий; разработки, освоения и внедрения новой техники и технологий, в которых энергетические ресурсы используются более эффективно; улучшения социально-бытовой сферы для персонала машиностроительного предприятия и социального климата населения, проживающего на территории, закрепленной за соответствующим предприятием. Вследствие этого, энергосбережение рассматривается не как бесцельная экономия энергетических ресурсов, проводимая зачастую за счет сокращения объема производства, а как фактор экономического роста, улучшения благосостояния населения, обеспечения соответствующей экологической и социально-бытовой обстановки. Таким образом, энергосбережение должно быть одним из приоритетных направлений экономической политики промышленного предприятия. В то же время сегодня пристального внимания заслуживает оценка эффективности энергосбережения и ее составляющих, которую необходимо учитывать при последующей разработке целевых программ энергосбережения и сценариев их реализации. Одной из характерных черт современного этапа научно-технического прогресса является возрастающий спрос на все виды энергии. Важным топливно-энергетическим ресурсом является природный газ. Затраты на его добычу и транспортировку ниже, чем для твердых видов топлива. Являясь прекрасным топливом (калорийность его на 10% выше мазута, в 1,5 раза выше угля и в 2,5 раза выше искусственного газа), он отличается также высокой отдачей тепла в разных установках. Газ используется в печах, требующих точного регулирования температуры; он мало дает отходов и дыма, загрязняющих воздух. Широкое применение природного газа в металлургии, при производстве цемента и в других отраслях промышленности позволило поднять на более высокий технический уровень работу промышленных предприятий и увеличить объем продукции, получаемой с единицы площади технологических установок, а так же улучшить экологию региона. Экономия топливно-энергетических ресурсов в настоящее время становится одним из важнейших направлений перевода экономики на путь интенсивного развития и рационального природопользования. Однако, значительные возможности экономии минеральных топливно-энергетических ресурсов имеются при использовании энергетических ресурсов. Так, на стадии обогащения и преобразования энергоресурсов теряется до 3% энергии. В настоящее время почти вся электроэнергия в стране производится тепловыми электростанциями. Поэтому на повестку дня все чаще ставится вопрос о применении нетрадиционных источников энергии. На ТЭС при выработке электроэнергии полезно используется лишь 30-40% тепловой энергии, остальная часть рассеивается в окружающей среде с дымовыми газами, подогретой водой. Немаловажное значение в экономии минеральных топливно-энергетических ресурсов играет снижение удельного расхода топлива на производство электроэнергии. Таким образом, основными направлениями экономии энергоресурсов являются: совершенствование технологических процессов, совершенствование оборудования, снижение прямых потерь топливно-энергетических ресурсов, структурные изменения в технологии производства, структурные изменения в производимой продукции, улучшение качества топлива и энергии, организационно-технические мероприятия. Проведение этих мероприятий вызывается не только необходимостью экономии энергетических ресурсов, но и важностью учета вопросов охраны окружающей среды при решении энергетических проблем. Энергоаудит. Энергетическое обследование (энергоаудит) проводится в целях определения путей быстрого и эффективного снижения издержек на энергоресурсы, сокращения и исключения непроизводительных расходов (потерь), оптимизации или замены технологии производства. Он может стать основательной базой, трамплином для качественного рывка в конкурентной борьбе на рынке товаров и услуг. Существуют три способа снижения потребления энергии: Исключение нерационального использования энергоресурсов; Устранение потерь энергоресурсов; Повышение эффективности использования энергоресурсов. Энергоаудит условно можно разделить на четыре основных этапа: 1. Ознакомление с предприятием, сбор и анализ необходимой информации, составление программы обследования. На этом этапе производится уточнение объемов и сроков проведения работы. 2. Обследование предприятия. В том числе: разработка подробных балансов по всем энергоресурсам, выявление основных потребителей и «очагов» нерациональных потерь энергоресурсов; проведение необходимых испытаний и инструментальных замеров. 3. Разработка энергосберегающих проектов и мероприятий. Определение технического и экономического эффекта от их внедрения. Формирование программы энергосбережения предприятия; 4. Оформление отчета по энергетическому обследованию и энергетического паспорта предприятия. Презентация результатов работы. Структурно программа энергосбережения состоит из следующих разделов: общей части, нормативно-правовой базы, перечня основных направлений энергосбережения, программного блока, информационно — образовательного блока и приложений. В первом разделе сформулированы цели и задачи программы, ожидаемые результаты, основные принципы построения и управления, а также приведена схема управления энергосбережением предприятия. Особое внимание уделено принципу возвратности средств финансирования мероприятий по энергосбережению, стимулированию производителей, потребителей и поставщиков энергии, а также компаний, занимающихся решением практических вопросов энергосбережения. Нормативно-правовая база содержит перечень первоочередных нормативно-правовых актов, которые должны быть учтены при разработке программы. Основная часть программы энергосбережения — программный блок, включающий организационно-технические мероприятия, перечень проектно-конструкторских и научно-исследовательских работ в области энергосбережения, а также перечисление первоочередных объектов создания демонстрационных зон высокой энергетической эффективности. Главный особенностью построения программного блока является возможность разработки на его основе детальных годовых программ энергосбережения и оптимизации направлений энергосбережения предприятия. Информационно-образовательный блок содержит два основных вида этой деятельности: подготовку и переподготовку специалистов всех уровней по энергосбережению, пропаганду идей энергосбережения. Основными принципами программы энергосбережения являются: приоритет повышения эффективности использования топлива и энергии над увеличением объемов добычи и производства; сочетание интересов потребителей, поставщиков и производителей топлива и энергии; первоочередность обеспечения выполнения экологических требований к добыче, производству, переработке, транспортировке и использованию топлива и энергии; обязательность учета юридическими лицами производимых или расходуемых ими энергетических ресурсов, а также учета физическими лицами получаемых энергетических ресурсов; сертификация топливно-, энергопотребляющего, энергосберегающего и диагностического оборудования, материалов, конструкций, транспортных средств, а также энергетических ресурсов; заинтересованность производителей и поставщиков энергетических ресурсов в применении эффективных технологий; осуществление мероприятий программы за счет собственных средств либо на возвратной основе. Основными целями программы энергосбережения предлприятия являются: повышение эффективности использования энергетических ресурсов на единицу продукта предприятия; снижение финансовой нагрузки за счет сокращения платежей за топливо, тепловую и электрическую энергию; улучшение финансового состояния предприятия за счет снижения платежей за энергоресурсы и, соответственно, дополнительное пополнение бюджета области за счет налоговых поступлений. Цели программы достигаются путем внедрения эффективных технологий и разработки эффективных финансово-экономических механизмов производства, транспортирования и потребления энергетических ресурсов, проведения мероприятий по энергосбережению, внедрения систем учета. Основные направления энергосбережения: Энергоаудит. Проведение энергетических обследований организаций; Энергоучет. Внедрение централизованных систем учета энергоресурсов на промышленных предприятиях. Регулирование энергопотребления. Внедрение систем регулирования потребления энергоресурсов от источника их производства до конечного потребления; Реконструкция промышленных вентиляционных установок; Модернизация топливных и электрических печей; Модернизация энергетического оборудования. Для успешного выполнения и дальнейшего развития программы наиболее подходящим инструментом является система управления проектами, широко применяемая в мировой практике. Программа должна создавать условия, позволяющие сочетать интересы ее участников в направлении намеченных приоритетов. Она является многопроектной средой с различным статусом проблем и проектов: важнейшие проблемы, требующие срочных действий; проблемы, нуждающиеся в дополнительной проработке; проблемы, решаемые в ходе регулярного планирования; региональные, районные, городские, отраслевые проекты, проекты отдельных предприятий и т.д. Поэтому для достижения поставленных целей необходима система управления, структура которой будет разрабатываться и оптимизироваться при формировании нормативно-правовой базы энергосбережения предприятия. В последнее десятилетие все большее признание получало существование взаимного влияния здоровой окружающей среды и устойчивого экономического развития. В это же время в мире происходили крупные политические, социальные и экономические изменения, по мере того, как многие страны начинали осуществление программ радикальной структурной перестройки своей экономики. Таким образом, изучение влияния на окружающую среду общеэкономических мероприятий стало проблемой, имеющей серьезное значение и требующей скорейшего решения. Следует также сказать, что общеэкономические реформы иногда приводят к непредвиденному ущербу для окружающей среды. Существование отжившей политики, несовершенство рынка и организационных структур где-либо в экономике могут непредусмотренным образом взаимодействовать с более общими экономическими реформами и создавать стимулы для чрезмерного использования природных ресурсов и деградации окружающей среды. Исправление такого положения обычно не требует отказа от первоначальной экономической политики. Вместо этого требуются определенные дополнительные меры, устраняющие несовершенство рынка, организационных структур или отжившую политику. Такие меры обычно не только благоприятно сказываются на окружающей среде, но и являются решающим компонентом успеха общеэкономических реформ. Хотя общеэкономические мероприятия не направлены на то, чтобы целенаправленно влиять на состояние природы и окружающей среды, но они могут повлиять на нее, как в лучшую, так и в худшую сторону. К числу таких мероприятий относятся: изменение обменных курсов или ставок процента, сокращение дефицита государственного бюджета, освобождение рынков, либерализация торговли, усиление роли частного сектора и укрепление организационной базы.

    Заключение
    В заключении предоставленного материала подведём итоги. Итак, основываясь на предварительных данных по ПС «Порнайская», полученных в филиале распределительных сетей АО Сахалинэнерго, была произведена следующая работа: Произведён анализ существующей схемы электроснабжения; Рассмотрен вопрос категорийности потребителей по надёжности электроснабжения; Приведено техническое обоснование выбора варианта схемы электроснабжения; Разработана структурная схема подстанции Произведен выбор силовых трансформаторов с учетом реальных нагрузок; Составлена структурная схема подстанции; Разработана упрощённая принципиальная схема главных электрических соединений; Выбраны трансформаторы собственных нужд; Произведён подробный расчёт токов КЗ в относительных единицах при трёхфазном к. з. на стороне ВН (ввод 220 кВ. трансформатора), на стороне СН (ввод кВ. трансформатора) и при повреждении на секции сборных шин в РУ кВ. Опираясь на произведённые вычисления, был произведён выбор выключателей, разъединителей, ограничителей перенапряжения современных типов по условиям их работы; Произведён выбор токопроводов с приведением расчётов механической и термической стойкости; Произведён выбор сборных шин в РУ 6 кВ с приведением расчётов механической и термической стойкости; Произведён выбор опорных и проходных изоляторов в РУ кВ; Произведён расчёт защиты ВЛ С31 на основе микропроцессорного шкафа типа ШЭ — 2607 016. На основании всех проделанных логических и аналитических работ была составлена и графически построена главная схема электрических соединений ПС Поронайская с учетом установки нового оборудования. В результате произведенной нами работы значительно увеличится уровень автоматизации подстанции и надежность работы оборудования и возможности оснащения подстанции средствами телекоммуникаций. В технологической части рассмотрены вопросы назначения, характеристик, устройства, эксплуатации и ремонта токоограничивающих реакторов. Рассмотрены вопросы касающиеся техники безопасности, охраны труда, охраны окружающей среды, противопожарной безопасности, энергосбережения. Рассчитаны технико-экономические показатели подстанции.


    Список литературы
    1. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. — третье издание, переработанное и дополненное — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 647с. 2. Нормы технологического проектирования понижающих подстанций с высшим напряжением — 750 кВ: НТС Минэнерго СССР. — М.: Энергия, 1987. — 77с. 3. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. — четвёртое издание, переработанное и дополненное — М. Энергоатомиздат, 1989. — 608 с. 4. Правила устройства электроустановок. — Спб.: издательство ДЕАН, 2004. — 464с. Издание шестое. 5. Электротехнический справочник: Т.З. Кн.1. Производство и распределение электрической энергии. / Под редакцией И.Н. Орлова. — М.: Энергоатомиздат, 1988-880 с. 6. Карнеева Л.К., Рожкова Л.Д. Электрооборудование электростанций и подстанций, Примеры расчётов, задачи, справочные данные, Иваново, 2006. 7. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций; 2 издание переработанное; Москва, Энергия, 1980 г. 8. Правила устройства электроустановок (ПУЭ), Москва, НЦ «Эмас», 2003 г. 9. Боричев И.Е., Даниленко А.И., Храмушин А.М., Якубовский Ф. Б. Справочник по электроустановкам промышленных предприятий, том 1,Москва, Ленинград, Государственное энергетическое издательство, 1963. 10. Найфельд М.Р., Заземление и защитные меры безопасности, Москва, Энергия, 1971 г. 11. Рябкова Е.Я. Заземления в установках высокого напряжения. Москва, Энергия, 1978 г. 12. Рожкова Л.Д., Карнеева Л.К., Чиркова Т.В., Электрооборудование электрических станций и подстанций, 2-е издание, Москва, ACADEMIA, 2005 год. 13. Васильев А.А., Крючков И.П., Наяшкова Е.Ф., Околович М. Н., Электрическая часть станций и подстанций — М., Академия, 2005 г. 14. Гайсаров Р.В., Коржов А.В., Электрооборудование электрических станций и подстанций, Справочное пособие. — Ч, ЮУрГУ, 2004. 15. Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации электро-установок (РД 153 — 34.0 — 03.150-00), Санкт — Петербург, 2000. 16. Акимова Т.А., Хаскин В.В. Основы экоразвития. Учебное пособие. — М.: Издательство Российской экономической академии им. Г.В. Плеханова, 1994. — 312 с. 17. С.Н. Бобылев, А.Ш. Ходжаев, Экономика природопользования, Москва, 2004г. 18. Голуб А.А., Струкова Е.Б. Экономические методы управления природопользованием. — М.: Наука, 1993. — 136 с. 19. Ковалев А.П. Введение в финансовый менеджмент, М.: Проспект, 2004. 20. Неверов А.В. Экономика природопользования. Учебн. пособие для вузов. Минск: Вышэйшая шклоа, 1990. — 216 с. 21. Нестеров П.М. Экономика природопользования и рынок. — М.: Альпина, 2001.