Отчёт по курсовой. Паршков.Отчет. Документ Microsoft Office Word. Модернизация электрооборудования электрической подстанции
 Скачать 0.67 Mb.
|
 Рис.1 - Схема электрических цепей трансформатора Т1 3. Релейные защиты Продольная дифференциальная защита трансформатора является основной быстродействующей защитой от замыканий в обмотках силового трансформатора. Защита выполнена с использованием высокочувствительного быстродействующего реле с торможением типа ДЗТ-21-УЗ. В котором осуществляется новый принцип отстройки от бросков тока намагничивания и токов небаланса в условиях переходного процесса. Диф. защита трансформатора осуществляется в трехрелейном исполнении. Защита присоединяется к ТТ на сторонах высшего и низшего напряжения трансформатора блока. В зону защиты входят: силовой трансформатор выключатель 110 кВ без внешних выводов, часть шинного моста, гибкая связь. При срабатывании диф. защиты трансформатора срабатывает отсечный клапан, предназначенный для автоматического перекрытия маслопровода от расширителя к баку трансформатора при аварии или при пожаре на трансформаторе (принцип действия и устройство отсечного клапана см. в инструкции по эксплуатации трансформатора).  Рис.2 - Дифференциальная защита трансформатора Газовая защита трансформатора блока является защитой от повреждений внутри корпуса трансформатора, сопровождающихся выделением газа, от понижения ниже допустимых пределов уровня масла, от проникновения воздуха в трансформатор. Защита выполнена с помощью газового реле и действует на сигнал и отключение. Срабатывание газовой защиты на сигнал сопровождается световым сигналом «Газовая защита» и звуковым сигналом предупредительной сигнализации. Срабатывание газовой защиты на отключение сопровождается отключением в целом. Указатель срабатывания защиты – сигнальное реле «Газовая защита Т-1», с помощью переключающей накладки 2НЗ «Газовая защита Т-1» на панели 17Р защита может быть включена на отключение, сигнал или выведена из действия.  При включении отключающих контактов газового реле на сигнал и срабатывания защиты выпадает флажки сигнального реле «Газовая защита Т-1» , загорается световое табло «газовая защита», звенит звонок предупредительной сигнализации.Рис.3 - Электрические цепи напряжения, защиты, измерительных приборов Защита от сверхтоков внешних к.з. и перегрузки выполнена в виде отдельных комплектов ступенчатой защиты обратной последовательности, максимальной токовой защиты с пуском по напряжению и защиты от перегрузки. Токовые цепи защиты питаются от ТТ, установленных со стороны выводов генератора. Максимальная токовая защита дополнена вторым токовым реле, включенным в одну из фаз вторичной цепи ТТ, встроенных во вводы высшего напряжения трансформатора блока. Ступенчатая токовая защита обратной последовательности предназначена для действия при внешних несимметричных к.з. и перегрузке блока токами, оборотной последовательности, а также для резервирования основных защит. Защита выполнена на двух фильтр-реле тока обратной последовательности типа РТФ-7/1 и РТФ-7/2 с дополнительным токовым реле типа РТ-40/0,6 и со ступенчатой характеристикой выдержки времени. Токовая защита обратной последовательности выполняется со следующими четырьмя отключающими ступенями: а) первая ступень защиты, предназначенная для ликвидации к.з. на выводах 6 кВ, выполняется на дополнительном токовом реле; б) вторая ступень защиты, предназначенная для действия при к.з. за трансформатором, выполняется на грубом элементе РТФ-7/2; в) третья ступень защиты, предназначенная для отключения удаленных к.з., а также для отключения несимметричных режимов, выполняется на грубом элементе РТФ-7/1. Сигнализация несимметричной перегрузки выполняется на чувствительном элементе РТФ-7/2. Для каждой ступени по току предусматривается отдельное реле времени. Первая ступень токовой защиты обратной последовательности (ТЗОП) действует с выдержкой времени – на отключение в целом. Вторая, третья и четвертая ступени ТЗОП действуют с первой выдержкой времени на отключение выключателя 110 кВ блока, со второй выдержкой времени – на отключение в целом. Помимо указанного, при срабатывании третьей или четвертой ступени производится деление шин 110 кВ (отключается ШСМВ-110 кВ). Указатель срабатывания защиты – сигнальное реле «ТЗОП I ст.» (II ст., III ст., IV ст.). Кроме этого, при срабатывании второй, третьей и четвертой ступени со второй выдержкой времени выпадает флажок сигнального реле «отключение от резервных защит». При перегрузке токами обратной последовательности загорается световое табло «несимметричная перегрузка» звенит звонок предупредительной сигнализации. Максимальная токовая защита с пуском по напряжению предназначена для действия при внешних симметричных к.з., а также для резервирования основных защит. Защита выполнена двумя токовыми реле, включенными на фазный ток ТТ со стороны выводов 6 кВ и на стороне 110 кВ трансформатора. Двумя реле минимального напряжения на сторонах высшего и низшего напряжения и реле времени. Контакты обоих токовых реле включены между собой параллельно. Защита действует с первой выдержкой времени на отключение выключателя 110 кВ блока, со второй выдержкой времени – на отключения в целом. Указатель срабатывания защиты - сигнальное реле «Отключение МВ-110 кВ от МТЗ», кроме того, при срабатывании защиты со второй выдержкой времени выпадает флажок сигнального реле «отключение от резервных защит». При нарушениях в цепях напряжения 110 кВ (или 6 кВ), приводящих к срабатыванию реле минимального напряжения, появляется световой сигнал «Обрыв цепи ТН 110 кВ» звенит звонок предупредительной сигнализации. Защита от симметричных перегрузок выполнена с использованием тока одной фазы. Защита выполнена с действием на сигнал с выдержкой времени; действие защиты сопровождается световым сигналом «Симметричная перегрузка» и звуковым сигналом предупредительной сигнализации. Защита блока от внешних к.з. на «землю» в сети 110 кВ предназначена для резервирования защит, отключающих к.з. на «землю» на стороне 110 кВ трансформатора (земляная защита). Защита подключается к ТТ, встроенным во вводы трансформатора со стороны нейтрали, выполнена с применением двух токовых реле, имеющих различные уставки по току. Токовое реле с большей уставкой используется с первой выдержкой времени для отключения выключателя 110 кВ, со второй выдержкой времени – на отключение в целом. Токовое реле с меньшей уставкой используется для деления шин 110 кВ с выдержкой времени. Указатель срабатывания защиты – сигнальное реле «Откл. МВ-110 от 33-110», кроме того, при срабатывании защиты со второй выдержкой времени выпадает флажок сигнального реле «Отключение от резервных защит». Ввод и вывод защит трансформатора. Перед вводом защит трансформатор №1 необходимо на п.у. проверить включенное положение предохранителей сигнализации и командоаппарата, включенное положение автоматов управления МКП 110, автоматов основных и резервных защит, автомата цепей =220В и автомата циркуляционного охлаждения трансформатора. Проверить включенное положение автоматов питания реле времени дутья трансформатора. На панели 17Р выполнить ввод диф. защиты трансформатора установкой 1НЗ «Диф. защита Т-1» в положение «введено». Оперативный вывод диф. защиты трансформатора выполняется установкой накладки 1НЗ в положение «выведено» перед производством работ в цепях этой защиты или при ее неисправности. Выполнить ввод газовой защиты трансформатора установкой накладки «Газовая защита Т-1» в положение «введено». Перевод газовой защиты на сигнал производится установкой накладки в положение «сигнал» в случаях предусмотренных инструкцией по эксплуатации трансформаторов, раздел «Газовая защита». Вывод из работы газовой защиты производится установкой накладки в положение «выведено». Накладки «Суммарная 33-110», «Запуск УРОВ-110 от резервных защит», Панель 18Р. Выполнить ввод защиты от замыкания на землю элементов блока на стороне генераторного напряжения установкой накладки в положение «введено». Вывод защиты производится перед производством работ в ее цепях или при ее неисправности, установкой накладки в положение «выведено». Выполнить ввод МТЗ стороны 6 кВ с пуском по напряжению установкой накладки «Пуск МТЗ по напряжению 6 кВ» в положение «введено». Вывод МТЗ стороны 6 кВ с пуском по напряжению производится установкой накладки в положение «выведено». Выполнить ввод МТЗ стороны 110 кВ с пуском по напряжению установкой накладки «Пуск МТЗ по напряжению 110 кВ» в положение «введено». Вывод МТЗ стороны 110 кВ с пуском по напряжению производится установкой накладки 14НЗ в положение «выведено». Перестройка защит. В нормальных режимах работы положение накладок защит и крышек испытательных блоков должно соответствовать таблице положения переключающих устройств трансформатора №1. Защиты могут выводиться из работы при их неисправности. Газовая защита выводится из работы в случаях предусмотренных инструкцией по эксплуатации трансформаторов, раздел «Газовая защита» установкой накладки в положение «сигнал». 4. Цели модернизация электрооборудования подстанции Системы электроснабжения должны отвечать определенным технико-экономическим требованиям: они должны обладать минимальными затратами при обеспечении всех технических требований, обеспечивать требуемую надежность, быть удобными в эксплуатации и безопасными в обслуживании, обладать гибкостью, обеспечивающей оптимальный режим эксплуатации в нормальных условиях и близкие к ним в послеаварийных ситуациях. Подстанция 110/6 кВ (ПС1) двухтрансформаторная, построена в 1976 году обслуживается персоналом районных электрических сетей (РЭС) ПС1 запитана по двум ВЛ-110 кВ длиной 27,5 км от ПС2. От ПС1 отходит ВЛ-6 кВ для питания подстанций 6/0,4 кВ, обеспечивающих электроснабжение потребителей, относящихся ко II и III категории по надёжности электроснабжения. Это - жилищно - коммунальный сектор, специальные объекты увеличившие нагрузку подстанции. Специальные объекты переходят электроснабжение 10 кВ. Целью дипломного проектирования является модернизация электрооборудования подстанции для повышения надёжности электроснабжения потребителей, для которых данная подстанция является единственным источником электроэнергии, в том числе и для электроприёмников II категории по надёжности электроснабжения. В задачи дипломной работы входят задачи: измененить схемы на стороне 110 кВ и примененить в ней современные коммутационно-защитные аппараты, заменить силовые трансформаторы на силовые трансформаторы ТМН6300 – 110 с регулированием напряжения под нагрузкой, выбрать современную КРУН-10 кВ, современные устройства релейной защиты и автоматики, проверить и модернизировать заземляющее устройство, проверить расчётами существующую молниезащиту. При модернизации подстанции необходимо руководствоваться директивными и другими нормативными документами, в частности Правилами устройства электроустановок (ПУЭ), Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (РД 34.20-501.95), Межотраслевыми правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок ПОТ РМ-016-2001, РД 153-34.0-03.150-00, и Правилами пожарной безопасности для энергетических предприятий РД153-34-03.301-00 (ВППБ 01-02-095), Нормативно технического проектирования подстанции. 5. Расчет токов короткого замыкания Короткими замыканиями называют замыкания между фазами, фаз на землю в сетях с глухо- и эффективно-заземлёнными нейтралями, а также витковые замыкания в электрических машинах. Расчёт токов короткого замыкания производится для выбора и проверки электрического оборудования, а также уставок электрических аппаратов релейной защиты. При необходимости намечаются мероприятия по ограничению токов короткого замыкания. Короткие замыкания, как правило, сопровождаются увеличением токов в повреждённых фазах до значений, превосходящих в несколько раз номинальные значения. Протекание токов КЗ приводит к увеличению потерь электроэнергии в проводниках и контактах, что вызывает их нагрев. Нагрев может ускорить и разрушение изоляции, вызвать сваривание и выгорание контактов и т.д. Поэтому проводники и аппараты должны проверяться на термическую стойкость. Протекание токов КЗ сопровождается также значительными электродинамическими усилиями между проводниками, под действием этих усилий изоляция и токоведущие части могут быть разрушены. Поэтому электрическое оборудование должно проверяться на электродинамическую стойкость. Расчётным является трёхфазное короткое замыкание, т.к. токи КЗ в этом случае имеют максимальные значения. В сетях 110 кВ и выше, работающих с глухозаземленной нейтралью, расчёт токов КЗ производится для того вида КЗ (однофазное или трёхфазное), при котором ток в повреждённой фазе больше. Выбираем расчётные точки КЗ таким образом, чтобы аппараты и проводники попадали в наиболее тяжёлые условия работы. Выбранные точки КЗ наносим на расчётную схему, представляющую собой однолинейную схему модернизируемой ПС. Расчётная схема на рис.4. На шинах указано среднее напряжение Uср.  Рис.4 - Расчётная схема для определения токов КЗ Параметры отдельных элементов: -воздушные линии L1 и L2 длиной l=26,9 км выполнены проводом АС120/19 (xуд=0,4 Ом/км, rуд=0,25 Ом/км); -воздушные линии L3 и L4 длиной l=0,6 км выполнены проводом АС120/19 (xуд=0,4 Ом/км, rуд=0,25 Ом/км); -воздушные линии L5 и L6 длиной l=11,9 км и l=19,3 км соответственно выполнены проводом АС25/4,2 (xуд=0,411 Ом/км, rуд=1,18 Ом/км); -трансформаторы Т1 и Т2 (S=6,3 МВА, 110/10, uk=11 %); -система с неизменным напряжением на шинах 115кВ. Таким образом, на расчётную схему наносим следующие точки КЗ: -точка К1 - на шинах высшего напряжения РУ 110 кВ, для выбора сборных шин и выключателей 110 кВ, а также разъединителей 110 кВ; -точка К2 - на шинах низшего напряжения РУ 10 кВ ГПП, для выбора шин, выключателей и разъединителей 10 кВ ГПП; При расчёте необходимо определить ток КЗ подтекающий к месту повреждения. При этом основная цель расчета состоит в определении периодической составляющей тока КЗ для наиболее тяжелого режима работы сети. Учет апериодической составляющей производится приближенно, исходя из допущения, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе. Для расчёта периодического тока при трёхфазном КЗ составляем схему замещения только для одной фазы, поскольку все фазы цепи находятся в одинаковых условиях. При составлении схемы КЗ исходим из того, что ни в одном из режимов работы не предусмотрена параллельная работа как ВЛ-110кВ, так и трансформаторов ПС1. Схема замещения проектируемой подстанции представлена на рис. 5. Решаем в относительных базисных единицах, поэтому необходимо предварительно привести все сопротивления элементов схемы замещения к одним и тем же базисным условиям. Принимаем за базисную мощность SБ =1000 МВА, а за базисные напряжения на каждой ступени трансформации - средние номинальные напряжения, то есть Uб1=115 кВ и Uб2=11 кВ. Токи КЗ в минимальном и максимальном режимах (взяты из документации ПС1) и занесены в таблицу 4.1. Таблица 4.1. - Токи короткого замыкания
 Рис. 5. Схема замещения для определения токов К.З. в системе электроснабжения Находим базисные токи:   Определяем сопротивления отдельных элементов схемы замещения для максимального и минимального режимов. Сопротивление системы находим по формуле:  где: Sб - базисная мощность, МВА; К.З - ток короткого замыкания системы, кА; Iк.зmax = 2,92 кА, Iк.зmin = 0,44 кА. Индуктивное сопротивление системы в максимальном режиме:  .Индуктивное сопротивление системы в минимальном режиме:  . В дальнейшем для упрощения обозначения индексы “*б” и “o.e” писать не будем, подразумевая, что все полученные значения сопротивлений даются в относительных единицах и приведены к базисным условиям. Индуктивное сопротивление одной цепи линии электропередачи 110кВ:  где: худ - удельное сопротивление воздушных линий 110 кВ, Ом/км.; l - длина воздушных линий L1-3 и L2-4, берем l = 27,5 км, так как провода линий выполнены одинаковым сечением.  В  оздушные линии от подстанции П2 выполнены сталеалюминевым проводом небольшого сечения (r) поэтому необходимо учитывать и активное сопротивление.Активное сопротивление одной цепи линии электропередач 110кВ:  где: rуд - удельное активное сопротивление воздушных линий 110кВ, Ом/км..  Полное сопротивление определяем по формуле:  Полное сопротивление одной цепи линии электропередач 110кВ определяем по формуле:  Индуктивное сопротивление одной цепи линии электропередач 10кВ:  где: худ - удельное сопротивление воздушных линий 10 кВ, Ом/км.; l - длина воздушных линий L5 и L6; l=11,9 км и l=19,3 км соответственно выполнены проводом АС25/4,2.   Активное сопротивление одной цепи линии электропередач 10кВ:  где: rуд - удельное активное сопротивление воздушных линий 10 кВ, Ом/км.   Полное сопротивление одной цепи линии электропередач 10 кВ определяем:   Сопротивления блочных трансформаторов Т1 и Т2 находим по формулам: индуктивное:   активное:   Отметим найденные величины в схеме замещения (рис. 6). Сопротивление имеет порядковый номер (числитель дроби) и числовое значение в относительных единицах (знаменатель дроби).  Рис.6 - Схема замещения для определения токов К.З. в системе электроснабжения для максимального и минимального режимов  Рис.7 - Электрическая схема замещения сети. Расчет точки К1 для максимального и минимального режимов Сопротивления до точки К1 определяется следующим образом: Максимальный режим:    Отношение поэтому при расчете токов К.З. в точке К1 активное сопротивление не учитываем.  Минимальный режим:   Отношение поэтому при расчете токов к.з. в точке К1 активное сопротивление не учитываем.   Рис. 8 - Электрическая схема замещения сети. Расчет точки К1 для максимального и минимального режимов  Рис. 9 - Электрическая схема замещения сети. Расчет точки К2 для максимального и минимального режимов Определим сопротивление цепи до точки К2: Максимальный режим:   О  тношение , поэтому при расчете токов К.З. в точке К2 активное сопротивление не учитываем. Минимальный режим:  О  тношение , поэтому при расчете токов к.з. в точке К2 активное сопротивление не учитываем.  Рис.10 - Электрическая схема замещения сети. Расчет точки К-2 для максимального и минимального режимов При расчёте начального значения периодической составляющей тока трёхфазного КЗ принимаем во внимание то, что система отдалёна от точек мест повреждения, воздушными линиями большой протяжённости, поэтому ток который она посылает в место КЗ, может быть принят незатухающим и равным I” подсчитанным при E”c =1. Отсюда следует, что значение сверхпереходного Э.Д.С. для системы, удалённой от точек КЗ воздушными линиями протяжённостью l= 27,5 км, всегда принимаем равным E”c = 1. Максимальный режим: Точка К1 ( шины 110 кВ РУ ВН): Начальное значение периодической составляющей тока КЗ определяется по выражению:  где: Е”* - значение сверхпереходной Э.Д.С. источника (системы) схемы замещения; z  к1 - результирующее относительное сопротивление ветви схемы замещения.Результирующее сопротивление ветви схемы до точки К1: Ток короткого замыкания в точке К1:  Точка К-2 (шины 10 кВ РУ НН): Начальное значение периодической составляющей тока КЗ определяется по выражению:  (5.1)Результирующее сопротивление ветви системы для точки К2:  Подставляем найденные значения zк2 и Iб2 в формулу (5.1):  Точка К-3 (конец удаленного участка распределительной сети): Результирующее сопротивление ветви системы для точки К3:  По выражению (5.1):  Точка К-4 (конец удаленного участка распределительной сети): Результирующее сопротивление ветви системы для точки К4:  По выражению (5.1):  Минимальный режим: Точка К-1 (шины 110 кВ РУ ВН): Результирующее сопротивление ветви схемы до точки К1:  По выражению (5.1):  Точка К2 ( шины 10 кВ РУ НН): Результирующее сопротивление ветви системы для точки К2:  По выражению (4.1):  Максимальное значение величины мгновенного полного тока достигает через 0,01 с после начала процесса трёхфазного КЗ. Оно носит название ударного тока и обозначается “ iу ”. При определении величины iу условно считаем, что к этому времени периодическая составляющая тока не претерпевает существенных изменений и равна, как и в начальный момент КЗ I”*. Величина ударного тока определяется по выражению:  (2.2)где: I”- сверхпереходный ток КЗ, кА; ky - ударный коэффициент. Значение kу зависит от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ. Постоянная Та и коэффициент kу между собой связаны соотношениями:  (5.3)Постоянная времени затухания апериодической составляющей равна:  (5.4)где: ωn - промышленная частота напряжения сети, 314 рад/с; xΣ”/rΣ - отношение элементов системы электроснабжения и постоянной времени типичной радиальной ветви. Максимальный режим: Точка К1. Точка находится на шинах высшего напряжения ПС 110/10 кВ, которые соединены с системой воздушными линиями 110 кВ, поэтому значение xΣ”/rΣ равно: xΣ”/rΣ = 6,3. По формуле (5.4):  Ударный коэффициент определяю по формуле (5.3):  Определяем ударный ток трёхфазного КЗ по формуле (5.2):  Точка К2. Точка находится на шинах низшего напряжения ПС 110/10 кВ, которые соединены с понижающими трансформаторами 6300 кВА. Ударный коэффициент найдем по кривой kуд=(x/r). Для этого определим отношение элементов системы электроснабжения и постоянной времени типичной радиальной ветви.    По отношению находим kуд=1,92, Та= 0,11с. Тогда ударный ток КЗ по формуле (5.2):  Минимальный режим: Точка К1.    По отношению находим kуд и Та. По формуле (5.4):  По формуле (4.3):  По формуле (5.2):  Точка К2.   По отношению находим kуд и Та. По формуле (5.4):  По формуле (5.3):  По формуле (5.2):  Данные расчетов токов короткого замыкания в минимальном режиме работы энергосистемы сведём в таблицы 5.2, 5.3. Таблица 5.2. - Расчеты токов КЗ для максимального режима
Таблица 5.3. - Расчеты токов КЗ для минимального режима
6 Выбор схемы электрических соединений ПС Схему ПС1 выбираем с учётом установленной мощности потребителей электроэнергии и категории их надёжности, характера электрических нагрузок и размещения их на ситуационном плане района. Схема ПС включает в себя два понизительных трансформатора типа ТМН 6300/110 и распределительные устройства. ПС1 является тупиковой, присоединенная к питающим линиям 110 кВ с односторонним питанием, поэтому применяем блочную схему: две линии, независимо работающие в нормальном режиме, два трансформатора, с ремонтной перемычкой с двумя разъединителями. Взамен масляных выключателей устанавливаем элегазовые выключатели, разъединители, ОПН вместо разрядников. Конструктивное исполнение ПС определяется принятой схемой и условиями окружающей среды. Так как условия окружающей среды в районе нормальные, то РУ 110 кВ выполняем открытым (ОРУ). ОРУ должно обеспечить надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупно блочных узлов заводского изготовления. Все аппараты ОРУ располагаем на невысоких основаниях (металлических). По территории ОРУ предусматриваем проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Шины выполняем гибкими из многопроволочных проводов и крепим их с помощью подвесных изоляторов на порталах. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты и автоматики прокладываем в лотках из железобетонных конструкций. Открытое РУ ограждаем. Данная схема отличается наглядностью, достаточной надежностью, гибкостью и простотой технического обслуживания. А главное, позволяет обеспечить высокий уровень надежности электроснабжения потребителей, питающихся от данной подстанции, а также повышает надежность работы всей сети в целом.  Рис. 11 - РУ 110 кВ – ПС1 На основании НТП подстанций на напряжение 10 кВ принимаем схему с одной секционированной системой сборных шин.  Рис.12 - Схема КРУН-10кВ В нормальном режиме секционные выключатели BB/TEL-10/630 отключены по условию ограничения токов короткого замыкания. Секционированный выключатель срабатывает автоматически при авариях с одним из трансформаторов, чтобы не нарушать электроснабжение потребителей. Для этого выключатели снабжают устройствами автоматического включения резервного питания (АВР). На каждую цепь необходим один выключатель, который служит для включения и отключения цепи в нормальном режиме и аварийном при прекращении электроснабжения одной из секции шин. РУ низшего напряжения ПС выполняем закрытым и для его устройства используем вместо ячеек КРУН серии К-37 ячейки КРУН типа К-59. В ячейке КРУН типа К-59 установлены вакуумные выключатели, имеется электронагреватель для обогрева механической части привода. КРУ выкатного исполнения, так как от РУ 10 кВ запитаны ответственные потребители II категории и может понадобиться быстрая замена выключателя. Кроме выключателя, на выкатной тележке монтируют трансформаторы напряжения и ограничители перенапряжений, силовые предохранители, разъёмные контакты соединений главной цепи и трансформаторы 10/0,4кВ мощностью до 63 кВА собственных нужд ПС. На подстанции применяется постоянный оперативный ток, так как подстанция проектируется на 110 кВ и установлены элегазовые выключатели 110 кВ. Установлено два трансформатора собственных нужд. Принимаем схему собственных нужд с неявным резервом, на секционном автомате установлена АВР. Схема собственных нужд подстанции представлена на рис.13 Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, типа и количества оборудования. Основной нагрузкой собственных нужд подстанции является обогрев выключателей 110 кВ и их приводов, отопление и освещение КРУН, освещение и отопление ОПУ и т.д. Трансформаторы собственных нужд присоединяют к шинам 10 кВ.  Рис.13 - Схема собственных нужд. 7. Экономический расчет Расчёт капитальных затрат на электрооборудование Капитальные вложения – инвестиции в основной капитал (основные средства), в том числе затраты на новое строительство, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующего предприятия, приобретение машин, оборудования, инструмента, инвентаря, проектно – изыскательские работы и другие затраты. Производственные капитальные вложения по формам воспроизводства основных фондов различают: а) на основное строительство; б) на реконструкцию и техническое перевооружение действующего предприятия; в) на расширение действующих предприятий; г) на модернизацию оборудования. План капитального строительства состоит из следующих разделов: 1. Плановое задание по вводу в действие производственных мощностей и основных фондов; 2. Объем капитальных вложений и их структура; 3. Титульные списки строек и объектов; 4. План проектно - изыскательских работ; 5. Программа строительно – монтажных работ; 6. Экономическая эффективность капитальных вложений. Важнейшими показателями плана капитального строительства является: ввод в действие производственных мощностей и основных фондов, сметная стоимость, срок строительства и срок окупаемости. Источником финансирования капитальных вложений являются собственные средства предприятия. Источником собственных средств предприятия для капитальных вложений являются фонд развития предприятия, образуемый за счет отчислений от прибыли; части амортизационных отчислений, оставляемых в распоряжении предприятия; выручка от реализации излишнего и неиспользуемого оборудования и др. В таблице 7.1 приводится первичная стоимость электрооборудования при модернизации подстанции 110/6 кВ и расчёт балансовой стоимости электрооборудования (таблица 7.2). Таблица 7.1- Расчёт стоимости электрооборудования
8. Охрана труда при работе с электроустановками | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||