Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Электрическая энергия на современном этапе развития общества занимает одно из самых главных мест, сравнится с ней, по широте применения могут лишь быстроразвивающиеся информационные технологии, существование которых невозможно без использования электрической энергии.

Быт современного человека так же повсеместно и неразрывно связан с электрической энергией.

Особенностью энергетической отрасли является то, что нельзя закрыть станцию, подстанцию и т.п. так как это обусловлено следующими особенностями:

-во-первых, в большинстве случаях от энергетических объектов питается не только один потребитель, а как правило группа потребителей;

-во-вторых, наряду с производственными потребителями существуют бытовые потребители, особенно это актуально для сельской местности, где потребление электрической энергии на производственные нужды снизилось очень значительно, а бытовое потребление не значительно и имеет рассредоточенный характер,

-в-третьих, энергетические объекты состоят из сложного и дорогостоящего оборудования, которое нуждается в постоянном и систематическом контроле и обслуживании.

Так же, одной из причин, по которой не целесообразно консервировать энергетические объекты, является то, что большинство оборудования состоит из цветных металлов, которые при сложившейся экономической обстановке в государстве, будут демонтированы и сданы в утиль.

Из всего выше сказанного можно сделать вывод, что энергетические объекты, а в первую очередь подстанции необходимо реконструировать.

Особое внимание, уделяемое подстанциям, из всего многообразия энергосистемы объясняется тем, что уменьшение нагрузок на электростанциях можно компенсировать остановкой некоторого числа энергоблоков, ЛЭП при уменьшении нагрузок работают в более щадящем режиме, а снижение нагрузок на подстанциях вызывает увеличение потерь энергии в трансформаторах и автотрансформаторах, при неизменном потреблении энергии на собственные нужды, так как освещение и обогрев подстанции не зависят от мощности потребителей.

В данном дипломном проекте рассмотрен вопрос реконструкции промежуточной подстанции с питающим напряжением 110 кВ. Решение этого вопроса заключается в том, чтобы после реконструкции подстанция имела наилучшие технико-экономические показатели, то есть при минимальных затратах денежных средств, оборудования и материалов она обеспечивала требуемую надежность электроснабжения и качество электроэнергии. Кроме того, при проектировании задача по электроснабжению решается комплексно, с учетом перспективы развития потребителей.

Проектирование проводилось в соответствии как с общими директивными и нормативными документами [ 3 ] , так и со специально разработанными для сетей материалами.

Целью данного курсового проекта явилась установка нового оборудования, отвечающего требованиям изменившегося режима работы. А именно: установка трансформаторов меньшей мощности; выбор новой аппаратуры релейной защиты и автоматики; установка распределительного устройства более современной серии и специально разработанной для него быстродействующей селективной световой дуговой защиты; а также произвести замену морально и физически устаревших масляных выключателей на вакуумные.

Данная реконструкция подстанции позволяет повысить надежность электроснабжения и качество электроэнергии у потребителей, а так же снизить потери электроэнергии и как следствие затраты на эксплуатацию.

1. Разработка однолинейной схемы коммутации электрической подстанции

1.1 Структурные схемы электрических подстанций

Учитывая, что электрифицированная железная дорога является потребителем первой категории, а трансформаторные (нетяговые) подстанции обеспечивают электрической энергией потребителей именно этой категории, то присоединение их к электрической сети должно быть осуществлено таким образом, чтобы обеспечить бесперебойное питание этих подстанций при нормальном и аварийном режимах работы.

Электрические подстанции различаются по многим признакам, но их основу составляют схема присоединения к сети внешнего электроснабжения и схем выполнения распределительных устройств (сборных шин и присоединений к ним). По заданной схеме внешнего электроснабжения определяется тип проектируемой подстанции:

- опорная, получающая питание от сети внешнего электроснабжения по трем и более линиям электропередачи, напряжением 110 или 220 кВ;

- промежуточная, расположенная между двумя опорными и получающая питание по двум вводам либо от одной ЛЭП (транзитная подстанция), либо от двух ЛЭП (подстанция на отпайках), напряжением 35, 110 или 220 кВ;

- тупиковая, получающая питание по двум линиям электропередачи 35, 110 и 220 кВ от разных секций сборных шин вторичного напряжения тяговой, районной или трансформаторной подстанций.

Вводы от линий электропередачи к проектируемой подстанции любого типа присоединяют к распределительному устройству (РУ) питающего (первичного) напряжения открытого типа.

Структурная схема проектируемой подстанции помогает составить однолинейную схему. На ней указываются количество вводов, все РУ, силовые трансформаторы и количество потребителей электрической энергии.

Необходимо помнить, что на каждой подстанции должна быть предусмотрена возможность питания электроэнергией:

- тяговых подстанций электрической тяги поездов, напряжением 3,3 кВ на постоянном токе и 27,5 кВ - на переменном токе;

- нетяговых железнодорожных потребителей по линии продольного электроснабжения 1- кВ при электрификации на постоянном токе и линиям ДПР - на переменном, а также нетяговых (железнодорожных) потребителей;

- собственных нужд подстанции.

Эта возможность реализуется различными способами, зависящими от величины питающего напряжения и типа подстанции.

1.1.1 Структурная схема тяговой подстанции переменного тока

Подстанция получает питание по вводам от сети внешнего электроснабжения. Питающее напряжение подается на первичные обмотки главных понижающих двухобмоточный трансформаторов . Вторичные обмотки трансформаторов напряжением 27,5 кВ запитывают РУ-27,5 кВ, которое служит для обеспечения электрической энергией железной дороги по фидерам контактной сети ,питания нетяговых линейных железнодорожных потребителей по системе «два провода -рельс» (ДПР) и подключения трансформаторов собственных нужд (ТСН-1 и ТСН-2).

Рисунок 1 - Структурная схема тяговой подстанции переменного тока

От понижающего трансформатора запитывается РУ-(10) кВ для питания нетяговых потребителей (по заданной категории и общему числу потребителей определяется полное количество питающих линий)

1.2 Составление однолинейной схемы подстанции

Распределительное устройство тягового движения переменного тока 27,5кВ включает в себя сборные шины, вводы от обмоток 27,5 кВ главных понижающих трансформаторов, фидеры контактной сети и ДП, трансформаторы собственных нужд.

Шины 27,5 кВ состоят из проводов фазы А и Б, секционированных разъединителями, которые нормально подключены. Секционирование сборных шин 27,5 кВ двумя разъединителями обеспечивает безопасное выполнение работ. Фаза С представляет собой рельс, уложенный в земле, так называем рельс заземленной фазы, который соединяется с контуром заземления подстанции, рельсом подъездного пути, отсасывающей линии и тяговым рельсом.

Питающие линии контактной сети присоединены к фазе А и Б. Для замены любого фидерного выключателя при выводе его в ремонт предусмотрена запасная шина, которая может получить питание через запасной выключатель от фазы А или Б сборных шин.

Линии ДПР подключены к разным секциям шин и запитывают оба направленных от подстанции.

Трансформаторы собственных нужд также подключаются к двум разным секциям сборных шин 27,5 кВ

2. Расчет мощности подстанции

Целью расчета является определение суммарной мощности всех потребителей для определения расчетной мощности главных понижающих трансформаторов и выбора их типов, а также определение полной мощности подстанции. Исходящие данные, требуемые для расчета всех типов подстанций, приведены в общих указаниях. Расчетная мощность главных понижающих трансформаторов для различных типов подстанций определяется нагрузкой их вторичных обмоток.

2.1 Мощность тяговой подстанции переменного тока

Целью расчета является определение суммарной мощности всех потребителей для определения расчетной мощности главных понижающих трансформаторов и выбора их типов, а так же определение полной мощности подстанции.

Нагрузка подстанции задается действующими значениями тока наиболее и наименее загруженных фаз трансформатора

где - номинальное напряжение на шинах тягового электроснабжения, кВ;

- ток наиболее загруженной фазы трансформатора, А;

- ток наименее загруженной фазы трансформатора, А;

- коэффициент учитывающий неравномерность загрузки фаз трансформатора, принимаемый равным 0,9;

- коэффициент учитывающий влияние компенсации и активной мощности, принимаемый равным 0,93;

- коэффициент учитывающий влияние внутрисуточной неравномерности движения на износ обмоток трансформатора, который можно принять равным для однопутных участков - 1,25.

2.2 Мощность нетяговых потребителей

Проводятся для каждого уровня напряжения того распределительного устройства, откуда они получают питание(РУ 35 кВ).

Для каждого потребителя вычисляется наибольшая активная мощность по заданным значениям установленной мощности потребителей и коэффициента спроса, учитывающего режим работы, загрузку и КПД потребителей

где n - 1,2,3… номера потребителей электроэнергии;

- установленная мощность потребителей, кВт;

- коэффициент спроса;

,

,

,

,

На основании заданных типовых суточных графиков активной нагрузки потребителей и наибольших активных мощностей вычисляем активные нагрузки потребителей для каждого часа суток.

где - значение мощности в % из типового графика для n - го потребителя в t час;

100 - переводной коэффициент из % в относительные единицы.

Вычисленные нагрузки по часам суток сводим в таблицу 2.1 и для каждого числа суток определяем суммарное потребление

Таблица 1 - Расчет активных нагрузок потребителей

Часы	Активная нагрузка , кВт	Суммарная мощность кВт
	Потребитель 1	Потребитель 2	Потребитель3	Потребитель 4	Потребитель 5
0	300	151,8	310,2	192	36	990
1	300	151,8	310,2	192	36	990
2	300	151,8	310,2	192	36	990
3	300	151,8	310,2	192	36	990
4	300	151,8	310,2	192	36	990
5	300	151,8	310,2	192	36	990
6	600	303,6	620,4	384	72	1980
7	600	303,6	620,4	384	72	1980
8	800	404,8	827,2	512	96	2664
9	800	404,8	827,2	512	96	2664
10	800	404,8	827,2	512	96	2664
11	800	404,8	827,2	512	96	2664
12	1000	506	1034	640	120	3300
13	1000	506	1034	640	120	3300
14	1000	506	1034	640	120	3300
15	1000	506	1034	640	120	3300
16	1000	506	1034	640	120	3300
17	1000	506	1034	640	120	3300
Продолжение таблицы 1
18	300	151,8	310,2	192	36	990
19	300	151,8	310,2	192	36	990
20	300	151,8	310,2	192	36	990
21	300	151,8	310,2	192	36	990
22	300	151,8	310,2	192	36	990
23	300	151,8	310,2	192	36	990

2.2.1 Коэффициенты, характеризующие режим работы подстанции по электрообеспечению (не тяговых) потребителей электроэнергией

На основании суммарного суточного графика активной нагрузки определяем среднесуточную нагрузку подстанции

где - суточный расход электроэнергии;

- 24 часа - время часов суток;

Режим работы характеризуется рядом коэффициентов, которые показывают равномерность нагрузки и лучшее использование оборудования, степень загрузки оборудования, возможность перегрузки, одновременность загрузки оборудования на полную мощность.

Коэффициент нагрузки - отношение средней мощности к наибольшей за сутки



Коэффициент использования установленной мощности

где - суммарная установленная мощность потребителей

Коэффициент резерва

Коэффициент одновременности

Определяем продолжительность использования наибольшей активной мощности

2.2.2 Расчет реактивной мощности потребителей

Для определения наибольшей полной мощности потребителей необходимо рассчитать их реактивные мощности и суммарную реактивную мощность для часа наибольшей суммарной нагрузки.

Рассчитываем реактивную мощность отдельного потребителя

где - максимальная активная мощность потребителя;

- тангенс угла , определяемый для каждого потребителя по заданному коэффициенту мощности



Определяем суммарную реактивную мощность всех потребителей

2.2.3 Полная мощность потребителей

Рассчитанные значения суммарной активной и реактивной мощности позволяет определить полную мощность.

С учётом этого полная мощность потребителей определяется геометрической суммой активной и реактивной мощностей, кВА

где - постоянные потери, %;

- переменные потери, %;

- суммарная активная мощность потребителей, кВт;

- суммарная реактивная мощность потребителей, квар.



2.3 Мощность собственных нужд

Выбор трансформаторов собственных нужд

Мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН) выбирают исходя из мощности, необходимой для питания собственных нужд переменного тока, т.е всех вспомогательных устройств необходимых для эксплуатации их в нормальном и аварийных режимах.

На подстанции устанавливают 2 ТСН с вторичным напряжением 0,4 кВ, каждый из которых рассчитан на полную мощность потребителей собственных нужд. На опорных подстанциях для подогрева масляных выключателей устанавливают дополнительно два ТСН специально для подогрева.

Подключение первичных обмоток ТСН осуществляется в зависимости от первичного напряжения на подстанции, на тяговых подстанциях переменного тока к секциям шин 27,5 кВ.

Для тяговых подстанциях переменного тока мощность собственных нужд принимается равной 0,5 - 0,7% от мощности на тягу

SТ - мощность на тягу поездов, кВА

В рассчитанной мощности на собственные нужды подстанции выбираем трансформатор ТСН из условия

Таблица 2 - Электрические параметры трехфазных двухобмоточных масляных трансформаторов на напряжение до 35 кВ

Тип	Номинальная мощность	Номинальное напряжение	Потери	Тип холостого хода	Напряжение короткого замыкания
		первичной	вторичной	холостого хода	короткого замыкания
ТМ-400/ 27,5	400	27,5	0,4	1,150	5,50	2,1	6,5

2.4 Мощность нетяговых железнодорожных потребителей, питающихся по линии «два провода рельс» (ДПР)

Данная система питания потребителей осуществляется от тяговых подстанций по проводам фазы а и б, подвешенных на опорах контактной сети. Функцию 3 фазы с осуществляет тяговый рельс.

Определяем мощность, отдаваемую главным понижающим трансформаторам для питания этих потребителей

где - коэффициент мощности



2.5 Полная расчетная мощность для выбора главных понижающих трансформаторов

Для выбора главных понижающих трансформаторов необходимо определить мощность, отдаваемую всем потребителям.

На тяговой подстанции переменного тока устанавливают трех - обмоточные главные понижающие трансформаторы, 1 из вторичных обмоток которых запитывает шины 27,5 кВ, а другая шины 35 кВ.

Рисунок 2 - Расчетная схема определения максимальной полной мощности первичной обмотки главного понижающего трансформатора тяговой подстанции переменного тока.

Определяем наибольшую мощность на шинах 27,5 кВ

(16)

где - коэффициент разновременности максимумов нагрузки, равный 0,95.

Определяем наибольшую мощность для выбора трехфазного трех - обмоточного главного понижающего трансформатора

где - наибольшая мощность на шинах 27,5 кВ;

- мощность нетяговых потребителей 10 кВ;

- коэффициент разновременности максимумов нагрузки, равный 0,95.

2.6 Выбор главных понижающих трансформаторов

Число главных понижающих трансформаторов на подстанции определяется категорией потребителей, их устанавливают 2 с учетом надежного электроснабжения при аварийном отключении одного из трансформаторов.

Определяем мощность главных понижающих трансформаторов, исходя из условий аварийного режима

где - суммарная полная нагрузка первичной обмотки трансформатора;

- коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора по отношению к его номинальной мощности равный 1,4;

- количество главных понижающих трансформаторов.

Таблица 3 - Электрические характеристики двухобмоточных трехфазных масляных трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ

Тип	Номинальная мощность	Номинальное напряжение	Потери	Ток холостого хода	Напряжение короткого замыкания
		ВН	НН	холостого хода	короткого замыкания
ТМ25000/ 35	25000	115	38,5	25	120	.65	10,5

2.7 Полная мощность подстанции

Полная мощность подстанции зависит от схемы внешнего электроснабжения, определяем ее тип, от количества и мощности главных понижающих трансформаторов

Тупиковая подстанция, кВА

где - мощность главного понижающего трансформатора;

- количество главных понижающих трансформаторов;



3. Расчет максимальных рабочих токов

Токоведущие части и электрооборудование подстанции выбирают по условию их длительной работы при номинальной и повышенной нагрузке, не превышающей максимально рабочей. Для этих целей необходимо рассчитать максимально рабочие токи сборных шин и всех присоединений к ним. Эти значения токов необходимы для определения допустимых токов токоведущих частей и номинальных токов электрооборудования подстанции.

При расчете наибольших (максимальных) рабочих токов сборных шин шин и присоединений учитывается запас на перспективу развития подстанции, принимаемый равным 30% расчетной мощности, возможные аварийные перегрузки до 40%, увеличение значений токов параллельно включенных трансформаторов и линий в случае отключения одного из трансформаторов или одной линии.

Вводы опорных, транзитных подстанций и подстанций, получающих питание от шин других подстанций

где - полная мощность подстанции

- коэффициент перспективного развития подстанции =1,3

- номинальное напряжение первичной обмотки

Вводы подстанций тупиковых и на отпайках



Сборные шины первичного напряжения опорной подстанции и перемычки промежуточных подстанций

где - коэффициент распределения нагрузки на сборных шинах первичного напряжения = 0,7

Вторичные обмотки низшего напряжения двух - обмоточных силовых трансформаторов

Рабочий максимальный ток на сборных шина вторичного напряжения

Линии, питающие потребителей

где - максимальная активная мощность потребителя - коэффициент мощности потребителей

4. Выключатель ВБЭТ - 35

Выключатели высоковольтные вакуумные типа ВБТЭ предназначены для коммутаций электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в электрических сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц для открытых и закрытых распределительных устройств , объектов энергетики , для тяговых подстанций электрифицированных железных дорог , а также для частых коммутаций в электротермических установках .

Выключатель предназначен для следующих операций:

- дистанционное оперативное включение и отключение напряжения;

- ручное оперативное отключение;

- ручное неоперативное включение и отключение;

- автоматическое повторное включение;

- отключение и включение при сквозных токах короткого замыкания.

Классификация выключателей соответствует ГОСТ 678-78 :

- по принципу устройства выключатели являются вакуумными с масляной изоляцией, баковыми, со встроенными трансформаторами тока;

- по конструктивной связи между полюсами выключатели изготавливаются в трехполюсном исполнении, с тремя полюсами на общем основании (трехполюсный выключатель) и в однополюсном исполнении (однополюсный выключатель) на отдельном основании;

- по функциональной связи между полюсами - с функционально зависимыми полюсами, с общим приводом на три полюса при трехполюсном исполнении и с одним приводом на три полюса при трехполюсном исполнении и с одним приводом на полюс при однополюсном исполнении;

- по характеру конструктивной связи выключателя с приводом - выключатели изготавливаются со встроенным приводом.

- по виду привода выключатели изготавливаются с электромагнитным приводом зависимого (прямого) действия, непосредственно использующим

электрическую энергию переменного или постоянного тока;

- выключатели предназначены для работы при автоматическом повторном включении (АПВ).

Состав и устройство выключателя

Выключатель состоит из трех или одного полюсов.

Рисунок 3 - Габаритные и установочно - присоединительные размеры выключателя

1- токоведщая шина

2- каркас

3- барабан с тросом, на валу которого устанавливается лебедка для подъема и опускания баков

6- вводы

7- крышка, является несущей частью, к которой крепятся все остальные элементы полюса выключателя.

8- шкаф с приводом, приваренный к шкафу

9- болты заземления

10- гайки

11- колодка

Между гайками или колодку крепят внешнюю ошиновку. Вводы по степени загрязнения имеют длину утечки внешней изоляции III. К нижним концам ввода через контактные колодки (рисунок) крепят токоведущую шину и гибкие связи. Другой конец шины и гибких связей закреплены на вакуумной камере.

Электрическая прочность наружной изоляции вакуумных камер обеспечивается за счет заполнения баков и изоляционных цилиндров трансформаторным маслом.

Таблица 3 - Основные параметры выключателей

Наименование параметра	Трехполюсное исполнение выключателя	Однополюсное исполнение выключателя
Номинальное напряжение, кВ	35	27,5
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	40,5	29
Номинальный ток, А	630, 1600	630, 1600
Номинальный ток отключения, кА	25	25
Номинальное напряжение цепей питания и управления привода ,В	110, 220	110, 220

Рисунок 4 - Структура условного обозначения выключателя

Выключатели предназначены для эксплуатации при условиях:

1. высота над уровнем моря до 1000 м ;

2. значение температуры окружающего воздуха:

- верхнее рабочее - +400С;

- нижнее рабочее - -600С;

3. окружающая среда не взрывоопасная

4. совместное тяжение проводов и ветровой нагрузки в горизонтальном направлении в плоскости полюса - не более 550 Н(55кгс);

5. группа условий эксплуатации в части воздействия механических факторов - М6 по ГОСТ 17516.1-90.

В выключателях применяют камеры дугогасительные вакуумные класса напряжения 35 кВ на номинальный ток 1600 А и номинальный ток отключения 25 кА, климатическое исполнение УХЛ2 типа КДВ2-35-25/1600 УХЛ2 ИМПБ.686485.009 ТУ.

Технические характеристики выключателей приведены в таблице

Наименование параметра	Нормы для исполнений
	ВБЭТ-35Ш-25/630 УХЛ1	ВБЭТ-35Ш-25/1600 УХЛ1
1	2	3
Номинальное напряжение	35
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	40,5
Номинальный ток, А	630	1600
Номинальный ток отключения, кА	25
Сквозной ток короткого замыкания, кА: - ток электродинамической стойкости, не более - начальное действующее значение периодической составляющей, не более, с	63 25
Ток термической стойкости, кА, не менее	25
Номинальный ток включения, кА - наибольший пик, не менее - начальное действующее значение периодической составляющей, не менее Значение отключаемого емкостного тока ,А, не более	63 25 50
Эклектическое сопротивление главной цепи постоянному току, мкОм, не более	185	160
Собственное время отключения однополюсного выключателя, мс не более	2	3
Собственное время отключения второго полюса, срабатывающего первым в трехполюсном выключателе, мс, не более	40
Полное время отключения, мс, не более	80
Ход подвижных контактов, мм	16-17
Мощность подогревательных устройств, кВт: - полюсов выключателя - привода	2,4 0,8
Сопротивление изоляции главных цепей при нормальных климатических условиях, Мом, не менее	3000
Длина пути утечки внешней изоляции на вводах главной цепи, см, не менее	120
Ресурс по механической стойкости, циклов В-tn-О, не менее	40000
Ресурс по коммутационной стойкости при номинальном токе, циклов В-tn-О, не менее	40000
Масса выключателя (без масла), кг	720	780
Масса трансформаторного масла, кг	230

Требования к надежности

1) ресурс по механической стойкости не менее 20000 циклов В -tn-О , где tn -произвольная пауза ;

2) ресурс по коммутационной стойкости при номинальных токах 1600 А и 630 А - не менее 20000 циклов В -tn-О ;

3) ресурс по коммутационной стойкости при номинальном токе отключения 25 кА - не менее 30 циклов ВО и 70 операций О ;

4) срок службы до списания - 30 лет .

Примечание . Срок службы указан для выключателей , у которых не исчерпан ресурс по коммутационной или механической стойкости .

Устройство и работа выключателя

Выключатель состоит из трех полюсов . Они собраны на отдельных крышках , установленных на каркасе . Полюса соединены между собой в один общий комплект междуполюсными муфтами . На каркасе укреплен шкаф с электромагнитным приводом постоянного тока ПЭМУ -500. Допускается питание включающих электромагнитов привода выпрямленным током , например , от устройства питания типа УКП -КН .

Гашение электрической дуги обеспечивается вакуумной дугогасительной камерой КДВ 2-35-25/1600 УХЛ 2 ИМПБ .686485.009 ТУ . Выключатель комплектуется встроенными трансформаторами тока ТВ -35- II. В качестве дополнительной изоляции дугогасительных камер применяется трансформаторное масло или электроизоляционная жидкость типа МИДЕЛЬ 7131. коммутация энергетический трансформатор электроустановка

Включение выключателя

Операция включения выключателя происходит за счет энергии включающего электромагнита и осуществляется подачей напряжения на его катушку.

Ручное неоперативное включение производится при регулировке выключателя с помощью винта ходового , устанавливаемого на приводе .

Оперативное включение выключателя вручную ЗАПРЕЩАЕТСЯ

Отключение выключателя

Отключение выключателя производится , за счет суммарной энергии запасенной при включении выключателя , отключающими пружинами механизма выключателя и пружинами дополнительного поджатия подвижных контактов дугогасительных камер.

Для выполнения операции отключения необходимо подать электрический сигнал на отключающий электромагнит привода . Возможно отключение выключателя путем воздействия вручную на красную рукоятку , расположенную под шкафом привода.

4.1 Сравнительная характеристика между ВБЭТ - 35 и ВМД - 35

Выключатель ВМД-35 имеет:

-механический ресурс - 2000 отключений;

-коммутационный ресурс при отключении номинального тока (600 А) - 250 отключений;

-коммутационный ресурс при отключении номинального тока отключения (10 кА) - 10-20 отключений;

-затраты на текущий ремонт 2,51 ч*час с периодичностью 1 раз в год, согласно ЦЭ-39 1992 года;

-при выполнении текущего ремонта (ТР) необходимо произвести:

А)зачистку или замену контактов резерв запасных частей

Б)промывку основания выключателя маслом (2-3 раза) 30 литров

В)заливку выключателя сухим маслом 300 литров

Выключатель ВБЭТ-35 имеет:

-механический ресурс - не менее 20000 отключений;

-коммутационный ресурс при отключении номинального тока (1600 А) - не менее 20000 отключений;

-коммутационный ресурс при отключении номинального тока отключения (25 кА) - 30-70 отключений ;

-затраты на текущий ремонт 2,57 ч*час с периодичностью 1 раз в год, согласно ЦЭ-936 2003 года;

-при ТР требуется масло в количестве 20 литров для компенсации убыли при сливе конденсата.

Установка тока отсечки составляет 1200 А, номинальный ток выключателя ВБЭТ-1600 А, то есть выключатель ВБЭТ отключает токи короткого замыкания близкие к номинальному току.

По статистике за год происходит 50-100 отключений (аварийных и плановых).

Средний срок службы выключателя ВБЭТ - 25 лет, то есть за этот период произойдет в среднем 2500 отключений. Необходимость во внеочередном ТР не возникает до конца срока службы выключателя ВБЭТ, так как количество отключений не достигает числа определенного механическим ресурсом и коммутационным ресурсом по отключению номинального тока. Необходимо контролировать отключения выключателем токов более номинального (система диагностики), чтобы не превысить коммутационный ресурс по отключению номинального тока отключения, составляющий 30-70 отключений.

Сравнивая эти выкладки имеем:

1.вакуумный выключатель имеет на 1 порядок выше показатель механического ресурса (2000 - 20000)

2.имеет на 2 порядка выше показатель коммутационного ресурса по отключению номинального тока (250 - 20000)

3.имеет в 3 раза выше показатель коммутационного ресурса по отключению номинального тока отключения (10-20 - 30-70)

4.затраты на ТР по времени одинаковые, но периодичность обслуживания реже

5.затраты трансформаторного масла при выполнении ТР меньше в 8 раз (330 л - 20 л) - снижается нагрузка на экологию

6.при каждом ТР выключателя ВМД необходимо иметь резерв запасных частей (подвижные и неподвижные контакты) ежегодно, тогда как у вакуумного выключателя производится замена всей камеры вакуумной дугогасительной (КВД) при ее разрушении (за 8 лет эксплуатации такого прицидента не было)

7.согласно руководства по эксплуатации выключателя ВМД-35 при отключении токов короткого замыкания с выбросом масла выключателю необходимо провести капитальный ремонт, а это дополнительные затраты по времени 26,2 ч*час, комплект запасных частей на весь выключатель, трансформаторное масло - это из-за низкого показателя номинальный ток отключения 10 кА; у выключателя ВБЭТ этот показатель 25 кА, соответственно, выше надежность и меньше эксплуатационные затраты .

5. Экономический раздел

5.1 Расчет годового фонда заработной платы работников тяговой подстанции

Расчет численности персонала тяговой подстанции.

Устанавливается среднесетевой норматив численности, Nпп = 4,55 чел/тп.

Он включает в себя старших электромехаников и электромехаников. Общая численность персонала на одну тяговую подстанцию.

Численность начальников тяговых подстанций определяем в зависимости от категории тяговой подстанции по объему переработки электрической энергии и внедрении кустового метода организации обслуживания.

Определим численность персонала тяговой подстанции по формуле

ЧТП = NТП х (NПН х КДПН+ Nпп х КДПП),

где NПН - среднесетевой норматив численности начальников тяговых подстанций, равный 0,18 чел/тп;

КДПН -региональный коэффициент дороги, учитывающий организацию обслуживания тяговой подстанции кустовым методом, равный 1,19.

КДПП - региональный коэффициент дороги, равный, 1,01.

ЧТП = 1 х (0,18х1,19+4,55х1,01)=6 чел

Дополнительно в штат тяговой подстанции зачисляются:

Начальник тяговой подстанции - 1 чел,

Уборщик производственных помещений - 1 чел.

Определяем годовые эксплуатационные расходы на содержание и обслуживание тяговой подстанции

Оплата труда работников, занятых в основной деятельности железных дорог, осуществляется на основе единых тарифных ставок и окладов, определяемых исходя из минимальной заработной платы, определенной в отрасли, и тарифных коэффициентов, предусмотренных Отраслевой единой тарифной сеткой по оплате труда работников, занятых в основной деятельности железных дорог (ОЕТС).

Фонд оплаты труда складывается из:

- основного заработного фонда, зависящего от оклада или часовой тарифной ставки работников;

- компенсационных доплат (за условия труда, работу в ночное время и праздничные дни, руководство бригадой);

- стимулирующих выплат (премий, совмещение профессий, выплата за выслугу лет).

Расчет фонда оплаты труда производится в штатной ведомости.

Таблица 4 - Штатная ведомость

Должность	Кол.	Разряд	Коэф.	Тариф,руб.	Оплата,руб.
1	2	3	4	5	6
Старший (Тсэ) электромеханик	1	10	3,82	16426	16426
Электромеханик (Тэм)	3	9	3,36	14448	43344
Электромонтеры(Тэм)	3	6	2,1	9030	27090
Начальник ТП (Тн)	1	10	4,42	19006	19006
Уборщик (Ту) производственных помещений	1	2	1,23	5289	5289
Продолжение таблицы 5
1	2	3	4	5	6
Итого					111155

Тс = Кт x МРОТ,

Тсэ = Кт х МРОТ=3,82х4300=16426

Тэм = Кт х МРОТ = 3,36 х 4300 = 14448

Тэм = Кт х МРОТ = 2,1 х 4300 =9030

Тн = Кт х МРОТ = 4,42 х 4300 = 19006

Ту = Кт х МРОТ = 1,23 х 4300 =5289

Таблица 6 - Фонд оплаты труда

Основной заработный фонд	111155
Компенсационные доплаты - 45%	500019
Стимулирующие выплаты - 20%	22231
Фонд оплаты труда	2200860

Зф = Тсэ + ТЭМ + ТЭМ + ТН + ТУ

Зф = 16426+43344+27090+19006+5289=111155

КД = Зф х 45% /100%

КД = 111155 х 45% / 100% = 50019

СВ = Зф х 20% / 100%

СВ = 111155 х 20% / 100% = 22231

ФОТ = (Зф + КД + СВ ) х 12

ФОТ = (111155+50019+22231)х12 = 2200860

Определяем среднюю заработную плату одного работника по статье 406.

ЗСР == 20378

где NЧЕЛ - количество работников на одной подстанции

Определяем отчисления на социальные нужды производственного персонала.

Размер начислений на ФОТ во внебюджетные фонды на железнодорожном транспорте планируется в размере 26,24% годового фонда заработной платы рабочих и служащих:

Таблица 7 - Отчисления на социальные нужды

Пенсионный фонд НП =20%	440172
Фонд социального страхования НСС = 2,9%	63824
Фонд обязательного медицинского страхования НМС= 3,1%	68226
Фонд нетрудоспособности ННТ = 0,24%	5282
Итого на социальные нужды	577504

Эти отчисления относятся на эксплуатационные расходы предприятий.

НП = ФОТ • 20% /100% (50)

НП = 2200860 • 20% /100% = 440172

НСС = ФОТ • 2,9% /100% (51)

НСС = 2200860 • 2,9% / 100% = 63824

НМС = ФОТ • 3,1% /100% (52)

НМС = 2200860 • 3,1% /100% = 68226

ННТ = ФОТ • 0,24% /100% (53)

НМТ =2200860 • 0,24%/100% = 5282

6. Охрана труда

6.1 Соблюдения правил техники безопасности электроустановок

Опыт эксплуатации электроустановок показывает, что их обслуживание совершенно безопасно при условии соблюдения правил техники безопасности электроустановок. Большинство несчастных случаев при обслуживании электроустановок происходит из-за нарушения правил безопасности. В избежание поражения обслуживающего персонала электрическим током необходимо при монтаже и в процессе эксплуатации выполнять мероприятия, обеспечивающие безопасность.

- ОРУ-110 кВ

Открытое распределительное устройство 110 кВ выполняется открытого типа (ОРУ). Все оборудование ОРУ - 110 кВ - трансформаторы, разъединители, масляные выключатели и др. - устанавливается на фундаментах и фундаментных стойках с соблюдением необходимых размеров и расстояний. ОРУ - 110 кВ защищается молниеотводами. Кабели, соединяющие оборудование ОРУ-110 кВ со щитом управления, который находится в здании тяговой подстанции, прокладываются в кабельных каналах, которые устроены в земле. Для осмотра оборудования в темное время суток распредустройство освещается прожекторами.

Понижающие трансформаторы ТДТН-20000/110 оборудуются стационарными лестницами для подъема на трансформатор обслуживающего персонала. Также понижающие трансформаторы имеют стационарное сетчатое ограждение, на дверях которого установлена электромагнитная блокировка, запрещающая проникновение обслуживающего персонала за ограждение при включенном или отключенном, но незаземленном трансформаторе.

Разъединители, установленные на ОРУ-110 кВ предназначены для включение и отключение электрических цепей без нагрузки. Они не имеют устройств для гашения дуги, и при отключении цепи под нагрузкой не только разрушаются сами, но и создают КЗ между фазами и землей. Поэтому необходимо соблюдать следующий порядок операций с разъединителями: при отключении оборудования - сначала отключают масляный выключатель, а затем разъединитель, а при включении оборудования, наоборот, сначала включают разъединитель, а затем - масляный выключатель.

Для безопасности работы разъединитель снабжен одним или двумя заземляющими ножами.

Во избежании поражения обслуживающего персонала электрическим током на установленных разъединителях предусмотрена электромагнитная блокировка, которая служит для предотвращения неправильных действий с разъединителем.

Принцип действия электромагнитной блокировки заключается в следующем: на каждом приводе разъединителя устанавливают блок-замок электромагнитной блокировки, имеющий запорный стержень для механического застопоривания тяги разъединителя и контактную розетку. Замок можно отпереть общим на данное распредустройство ключом. Разрешение на операцию ли отказ достигается соответственно подачей или снятием напряжения с розеток, включаемых в цепь блокировки. Эти цепи управляются блок-контактами разъединителей и выключателей (КСА).

Разъединители имеют механическую блокировку, которая служит для недопущения включения заземляющих ножей при включенных рабочих ножах и для недопущения включения рабочих ножей при включенных заземляющих ножах.

Оборудование РУ - 10 кВ устанавливается в камерах наружной установки одностороннего обслуживания, которое представляет собой металлический шкаф, разделенный на четыре отсека, в которых размещены блоки релейной защиты,

сборные шины, трансформаторы тока и заземляющие ножи, выкатная тележка. Камеры изготавливают на заводе и доставляют на тяговую подстанцию в собранном виде.

Для безопасности обслуживания в камерах КРУН - 10 кВ имеются следующие устройства:

- смотровое окно для наблюдения за масляным выключателем;

-специальные металлические шторки, которые после выкатывания тележки автоматически закрываются и перекрывают доступ к токоведущим частям;

-заземляющие ножи, необходимые для заземления токоведущих частей.

В КРУН - 10 кВ предусмотрена механическая блокировка, которая дает запрет на выкатывание тележки при включенном масляном выключателе, а также на вкатывание тележки при включенных заземляющих ножах.

Все работы, проводимые в ОРУ-10 кВ и КРУН - 10кВ необходимо выполнять с соблюдением правил техники безопасности, с выполнением организационных и технических мероприятий, с применением защитных средств.

7. Экология

7.1 Пожарная безопасность

Организационные мероприятия по обеспечению пожарной безопасности и требования к энергетическому оборудованию ЭЧЭ, ПС, ППС КП, АТП должны выполняться в соответствии с Правилами пожарной безопасности на железнодорожном транспорте, утвержденными МПС России.

К электросварочным (газосварочным) работам допускаются лица с группой III, имеющие "Удостоверение сварщика" или запись в удостоверении о проверке знаний и допуске к выполнению специальных работ.

Сварочные и другие огневые работы в электроустановках производятся по наряду, который является и разрешением на производство огневых работ.

Без наряда допускается производство сварочных и других огневых работ при авариях, но по согласованию с ЭЧЦ под наблюдением начальника подстанции (старшего электромеханика) или по его указанию лица с группой IV.

Сварочные работы вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением, можно выполнять по распоряжению одним лицом с группой III.

Сварочные установки подсоединяются к электрической сети только через коммутационные аппараты, со стороны питающей сети они должны быть защищены предохранителями или автоматическими выключателями.

Лицо, ответственное за проведение огневых работ, обязано проверить наличие на рабочем месте средств пожаротушения, а по окончании работы осмотреть рабочее место, нижележащие площадки и этаж и принять необходимые меры к исключению пожара. Ответственный за пожарную безопасность (начальник подстанции, старший электромеханик) должен обеспечить проверку места проведения временных огневых работ в течение 3-5 часов по их окончании.

Требования пожарной безопасности к содержанию территории и распределительных устройств электроустановок .Ответственность за противопожарное состояние электроустановок приказом по ЭЧ возлагается на лицо, ответственное за электрохозяйство.

Территория электроустановок должна содержаться в чистоте, очищаться от сгораемых отходов.

Запрещается загромождать материалами и оборудованием проезды вокруг зданий и дороги, в коридорах ЗРУ устраивать кладовые, хранить электрооборудование, запасные части, емкости с горючими жидкостями.

На территории следует регулярно скашивать и вывозить траву, сжигание мусора и отходов необходимо производить в специальных устройствах (печах). Запрещается разведение для этой цели костров.

Для очистки электротехнического оборудования от грязи и отложений должны использоваться, как правило, пожаробезопасные моющие составы и препараты. В исключительных случаях допускается применение горючих жидкостей (растворителей, бензина и др.) в количествах, не превышающих при разовом пользовании 1 л. При этом должна применяться только закрывающаяся тара из небьющегося материала.

При прокладке кабеля внутри помещения необходимо снимать сгораемый джутовый покров. При обнаружении повреждения наружной пластиковой оболочки (шланга) кабеля должны приниматься срочные меры для ее ремонта.

Кабельные каналы ЗРУ и ОРУ должны быть постоянно закрыты несгораемыми плитами.

Первичные средства пожаротушения в помещении ЗРУ следует размещать у входов.



В местах предполагаемой установки передвижной пожарной техники следует оборудовать и обозначить места для ее заземления.

При пожаре на трансформаторе во избежание распространения огня на его обмотки запрещается сливать из трансформатора масло. Слив масла с соседних трансформаторов также не производится. С ближайшего оборудования, находящегося в зоне действия водяной струи, должно быть снято напряжение и токоведущие части заземлены. Трансформатор должен быть отключен от сети всех напряжений, если он не отключился от действия релейной защиты, и заземлен.

Гравийная засыпка под маслонаполненным электрооборудованием должна содержаться в чистом состоянии.

После окончания смены сгораемые отходы и обтирочные материалы необходимо складывать в специальные металлические ящики вместимостью не более 0,5 м3 с надписью "Для ветоши" и регулярно удалять для утилизации. Неиспользованные легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, а также краски, лаки и растворители следует сдавать в кладовые или хранить в специальных металлических шкафах (ящиках).

Дорожно-транспортный комплекс является неотъемлемой частью экономики. По своей значимости его можно сравнить с кровеносной системой человека, здесь роль сосудов отводится транспортным путям, а крови -- транспортному потоку, который перемещает в пространстве элементы необходимые для эффективного функционирования хозяйственного механизма.

Отсюда следует, что, даже признав электротранспорт «относительно экологически чистым», необходимо учитывать наличие вышеизложенных факторов и интенсифицировать деятельность направленную на:

1.снижение негативного воздействия при получении энергии и ее использовании (энергосбережение, использование экологически безопасных видов топлива, эффективных методов очистки и т.д. );

2.улучшение эксплуатационных характеристик подвижного состава и транспортных путей (бесшовные рельсы, бесшумные приводы, экологически безопасные материалы и т.д.);

3.снижение отходо- и материалоемкости подвижного состава, транспортных путей и вспомогательного производства транспортного комплекса;

4.оптимизация транспортных потоков и схем производственных площадей;

5. повышение эффективности системы рециклинга отходов.

Реализация данного комплекса мероприятий позволит снизить остроту не только экологических проблем, но и снять широкий спектр экономических вопросов.

Список используемых источников

1 Петров Е. Б. «Электрические подстанции» Методическое пособие по дипломному и курсовому проектированию

2 Бей Ю.М «Тяговые подстанции». - М.: Транспорт, 1986 г.

3 Давыдова И.К, Попов Б.И, Эрлих В.М. «Справочник для эксплуатации тяговых подстанций и постов секционирования». - М.: Транспорт, 1987 г.

4 Неклепаев Б.Н, Крючков И.П. «Электрическая часть электростанций и подстанций». - М.: Энергоатомиздат, 1989 г.

5 Почаевец В.С «Электрические подстанции». - М.: Желдориздат, 2001 г.

6 Прохоровский А.А «Тяговые и трансформаторные подстанции». - М.: Транспорт, 1983 г.

7 «Правила устройства электроустановки». - М.: Главногосэнергонадзор России, 1998 г.

8 Рожков Л.Д, Козулин В.С «Электрооборудование станций и подстанций». - М.: Энергофтомиздат, 1987 г.

9 Справочник по электроснабжению железных дорог. - М.: Транспорт, 1980 г.

10 Южаков Б.Г. Технология и организация обслуживания и ремонта устройств электроснабжения. - М.: маршрут, 2004-275с.

Размещено на Allbest.ru

...