Электрооборудование подстанций

Еще в 1980;х годах в электроэнергетике страны стали проявляться признаки стагнации, то есть производственной мощности ТЭЦ, ГРЭС, ГЭС обновлялись заметно медленнее, че5м росло потребление электроэнергии.

А в 1990;е годы наступил кризис в России, при котором объем потребления электроэнергии существенно уменьшился, промышленные предприятия останавливались, экономика пикировала вниз, процесс обновления мощностей прекратился. Ситуация была следующей:

1. по технологическим показателям (рабочая мощность, КПД оборудования, удельный расход топлива) российские энергокомпании отставали от Запада;

2. отсутствовали стимулы повышения эффективности, рационального планирования режимов производства и потребления электроэнергии;

3. в отдельных регионах происходили перебои энергоснабжения. Наблюдался энергетический кризис, существовала высокая вероятность крупных аварий;

4. отсутствовала платежная дисциплина, были распространены неплатежи;

5. предприятия электроэнергетики были финансово непрозрачными — появлялся бартер;

6. доступ к покупке выработанной электрической энергии другими независимыми игроками был недоступен, так как отсутствовал рынок.

В 1990;х годах как и во всей стране в электроэнергетике приступили к приватизации энергопредприятий и в 2000 году структура отрасли выглядела следующим образом (см. таблицу 1).

Таблица1. Структура отрасли в 2000 году

Из таблицы 1 видно, что российское акционерное общество «ЕЭС России» стало одной из крупнейших естественных монополий страны, диктующей цены на электроэнергию, то есть отсутствовал рынок, не было конкуренции среди поставщиков.

После долгих обсуждений, дебатов и согласований Правительство России принимает постановление № 526 от 11.07.2001 года по реформированию электроэнергетики. Процесс преобразования отрасли начат с разработки концепции реструктуризации «государственной монополи» РАО «ЕЭС России».

Суть реформы энергетики заключается в разделении отрасли на конкурентный и монопольный сектора.

В конкурентный сектор входят: генерация — энергопредприятия, вырабатывающие электрическую энергию, сервис — ремонтные предприятия и сбыт-продажа электрической энергии. Объединенные в частные компании они будут конкурировать между собой на рынке продажи электрической энергии. Основы развития этих компаний составят частные инвестиции.

В монопольный сектор войдут 1. диспетчеризация — единоличное управление технологическими режимами работы единой энергетической системы России по вертикали от системного оператора на федеральном уровне (центральное диспетчерское управление СО — ЦДУ ЕЭС) до региональных диспетчерских управлений (РДУ) в каждой энергосистеме. 2. федеральная сетевая компания (единая национальная электрическая сеть) — ФСК. Это все магистральные электрические сети — МРСК, и распределительные сети — РСК в каждой энергосистеме. Основой развития этого сектора будут бюджетные инвестиции.

Предполагается, что к 1 июля 2008 года будут завершены основные процессы реформирования электроэнергетической отрасли и появится рынок электроэнергии.

Таблица 2. Структура отрасли в 2008 году

ФСК — Федеральная сетевая компания (единая национальная электрическая сеть) МРСК — межрегиональная распределительная сетевая компания МРСК — компания, выделившаяся из РАО «ЕЭС России» и владеющая акциями МРСК РСК — распределительная сетевая компания ОГК — оптовая генерирующая компания ТГК — территориальная генерирующая компания РГК — региональная генерирующая компания До конца 2010 года оптовый рынок электроэнергии будет полностью либерализован, а госрегулирование цены в энергетике исчезнет. В настоящее время сформированы 14 территориальных генерирующих компаний (ТГК), 6 оптовых теплогенерирующих и 1 гидрогенерирующая компании. Вся генерация станы заключается в этих компаниях.

В стране будет 11 межрегиональных распределительных сетевых компаний — МРСК. Каждая ОГК — это от 6до 10 тыс. МВт мощности в разных регионах страны. ГидроОГК — гидрогенерирующая оптовая компания — 23 тыс. МВт мощностей.

Дальний Восток России — это особая часть реформирования. Там создана единая дальневосточная энергетическая компания — ДЭК, у нее есть дочерние генерирующие и сетевые компании.

Программа ввода мощностей на 2008 — 2010 года указана в таблице 3.

Таблица 3. Программа ввода мощностей на 2008 — 2010 года

В 2006 году введено 1656 МВт. В 2010 году планируется ввести 20 445 МВт. Итак, с 1 юля 2008 года управлять Единой Национальной Энергетической Сетью будет ФСК, а технологическим процессом управления режимами — системный оператор (СО ЦДУ ЕЭС).

Структура отрасли будет выглядеть следующим образом Таблица 4

1. ВЫБОР ГЕНЕРАТОРОВ Согласно заданию на дипломное проектирование принимаем к установке четыре турбогенератора ТВФ-63−2У3

Параметры генераторов заносятся в таблицу Таблица 1.1

2. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ДВУХ ВАРИАНТОВ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

2.1 Первый вариант

В первой схеме один блок 63МВт подключён к РУВН 110кВ и три генератора мощностью по 63 МВт подключены на ГРУ 10 кВ. РУВН, РУСН и ГРУ соединены между собой двумя трёхобмоточными трансформаторами связи.

2.2 Второй вариант Во второй схеме два генератора по 63 МВт установлены на РУВН 110 кВ, а два других на ГРУ 10кВ.

РУВН, РУСН и ГРУ соединены между собой двумя трансформаторами связи.

3. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ

3.1 Выбор трансформаторов для первого варианта структурной схемы Рисунок 3.1

Определяем активные и реактивные мощности

МВт МВт МВТ Выбор трансформаторов связи производится по наиболее тяжёлому режиму работы. В данном случае это режим минимальной нагрузки.

В аварийном режиме Рисунок 3.2

МВА МВА Принимаем к установке два трансформатора связи ТДТН 80 000/110.

Выбор блочного трансформатора Мвар Мвар МВА Принимаем к установке один трансформатор типа ТДЦ 80 000/110

Таблица 3.1

3.2 Выбор трансформаторов связи для второго варианта структурной схемы Рисунок 3.3

Рисунок3.4

Определяем активные и реактивные мощности МВт МВт

Мвар

Мвар

Мвар Наиболее тяжёлым является режим минимальной нагрузки МВт Мвар МВА МВА Принимаем к установке два трансформатора связи ТДТН 63 000/110

Принимаем к установке два блочных трансформатора ТДЦ 80 000/110

Таблица 3.2

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведёнными затратами где К-капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб;нормативный коэффицент экономической эффективности равный 0,12;

— годовые эксплуатационные издержки, тыс.руб.

Капиталовложения К при выборе схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяют по упрощённым показателям стоимости элементов схемы. Вторая составляющая расчетных затратгодовые эксплуатационные издержки определяется по формуле где ,-отчисления на амортизацию и обслуживание, %;-потери электроэнергии, кВт ч; -стоимость одного кВт ч потерь электроэнергии коп./кВт ч.

Заносим стоимость оборудования в таблицу:

Таблица 4.1

Определяем потери электроэнергии в трансформаторе связи для первого варианта структурной схемы.

Определяем энергию передающуюся через обмотки НН, СН, ВН в течение года

МВт ч

МВт ч МВт ч МВт ч Продолжительность использования максимальной нагрузки:

ч ч

ч Время максимальных потерь ч

ч ч

Определяем нагрузку обмоток трансформатора связи в нормальном режиме работы МВА МВА МВА Определяем потери электроэнергии в трансформаторе связи ТДТН 80 000/110

кВт

кВт ч Для блочного трансформатора

ч

ч

кВт ч Определяем суммарные потери

кВт ч Определяем потери электроэнергии в трансформаторе связи для второго варианта структурной схемы.

Определяем энергию передающуюся через обмотки НН, СН, ВН в течение года

МВт ч

МВт ч МВт ч МВт ч Продолжительность использования максимальной нагрузки ч

ч ч

Время максимальных потерь ч

ч ч

Определяем нагрузку обмоток трансформатора связи в нормальном режиме работы МВА МВА МВА Определяем потери электроэнергии в трансформаторе связи ТДТН 63 000/110

кВт кВт ч Для блочного трансформатора

ч

ч

кВт ч Определяем суммарные потери

кВт ч Определяем годовые эксплуатационные издержки для первого варианта

тыс.руб для второго варианта

тыс. руб Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведёнными затратами

тыс.руб

тыс.руб тогда:

5. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД На проектируемой станции типа ТЭЦ имеются сборные шины ГРУ-10 кВ, с которых осуществляется питание сн при помощи ТСН.

Собственные нужды блоков питаются глухой отпайкой от выводов обмоток статора генератора.

Рабочие ТСН неблочной части ТЭЦ присоединяются к ГРУ-10 кВ. Резервный ТСН присоединяется отпайкой к выводу обмотки НН трансформатора связи.

Выбор ТСН Определим мощность ТСН, присоединенных к секциям ГРУ и блока:

МВА

МВА Принимаем к установке 4 ТСН типа ТНМ 6300/10.

Выбор пускорезервного ТСН производится по условиям

МВА Принимаем к установке ПРТСН типа ТДНС-10 000/35.

6. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ Расчёт токов КЗ производим для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей для проектируемой станции.

Составляем расчётную схему Рисунок 6.1

Параметры отдельных элементов Г1,2,3,4: ТВФ 63−2У3, МВА,

Т1,2: ТДЦ 80 000/110, МВА,

Т3,4: ТДТН 63 000/110

МВА,

С: МВА

W: км Р: А; Ом. Расчёт токов КЗ ведётся в относительных единицах. Принимаем МВА, для упрощения расчётов индекс «*» опускается.

Составляем схему замещения и определяем её параметры Рисунок 6.2

С:

ВЭЛ:

Составляем схему замещения для точки К1. Сопротивление реактора можно не учитывать так как он включён между узлами одинакового патенциала и не влияет на ток Рисунок 6.3

Рисунок 6.4

Дальнейший расчёт ведём в табличной форме:

Таблица 6.1

Составляем схему замещения для точки К2

Рисунок 6.5 Рисунок 6.6

Рисунок 6.7

Дальнейший расчёт ведём в табличной форме Таблица 6.2

Составляем схему замещения для точки К3

Рисунок 6.8

Производим преобразование треугольника в звезду.

Рисунок 6.9

Рисунок 6.10

Рисунок 6.11

Дальнейший расчёт ведём в табличной форме:

Таблица6.3

Таблица 6.4

7. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

Выбор сборных шин на стороне 110 кВ

Сечение сборных шин выбираем по допустимому току при максимальной нагрузке.

Блочный трансформатор не может быть загружен больше мощности трансформатора, поэтому:

А

А

Принимаем два провода АС 70/11: d=11,4 мм, I_доп=530 А, радиус провода 0,57 см.

Проверку на термическое действие не производим, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Производим проверку по условиям коронирования. Определяем начальную термическую напряженность:

кВ/см

кВ/см

Производим расчет эквивалентного радиуса и коэффициента К:

см

см

Рассчитаем напряженность вокруг провода

кВ/см

кВ/см

Проверка по условию коронирования

Провод АС 150/34 по условиям коронирования проходит, принимаем его к установке.

Выбор ошиновки производится по допустимому току, так как в пределах распределительного устройства по условиям ПУЭ ошиновка по экономической плотности тока не убирается. А. Принимаем к установке два провода типа АС 70/11.

Выбор выключателей для РУ 110 кВ

Выбор производим по максимальному допустимому току

А

А

Определяем тепловой импульс

кА²· с

кА²· с

кА²· с

кА²· с

кА²· с

кА²· с

Определяем суммарный тепловой импульс

кА²· с

кА²· с

Выбор производим в табличной форме

Таблица 7.1

Выбор трансформаторов тока в цепи ВЭЛ связи с энергосистемой.

МВт

МВА

МВА

А

А

кА²· с

кА²· с

Принимаем к установке трансформатор тока тика ТФЗМ 110Б-1.

Таблица 7.2

Составляем таблицу нагрузки вторичной обмотки трансформатора тока:

Таблица 7.3

Из таблицы видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз, А и С.

Определим общее сопротивление приборов

Ом

Ом

В трансформаторах тока z_2ном=1,2 Ом в классе точности 0,5

Определяем допустимое сопротивление проводов

Ом

Ом

Определяем сечение соединительных проводов для РУ 110 Кв, l =100 м.

м

м

мм²

мм²

Соединительные провода токовых цепей выполняют медным проводом с минимальным сечением 4 мм².

Определяем действительное сопротивление проводов с учетом выбранного сечения

Ом

Ом

Ом

Ом

Из этого условия видно, что данный трансформатор тока будет работать в заданном классе точности, принимаем его к установке.

Выбор трансформаторов напряжения на 110 Кв

Перечень необходимых приборов заносим в таблицу

электростанция трансформатор токоведущий

Таблица 7.4

Определяем нагрузку всех измерительных приборов

ВА

ВА

Принимаем к установке трансформатор напряжения типа НКФ110−83У1.

Выбор выключателей и разъединителей для РУ 35 кВ

Выбор производим по максимальному допустимому току

А

А

Принимаем к установке выключатель типа и разъединитель типа РНД-35/1000У1.

Таблица 7.5

Определяем тепловой импульс

кА²· с

кА²· с

кА²· с

кА²· с

кА²· с

кА²· с

Определяем суммарный тепловой импульс

кА²· с

кА²· с

Выбор сборных шин на стороне 35 кВ

В соответствии с ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах РУ по экономической плотности тока не выбираются, выбор производится по допустимому току: I_max=379,2 А.

Принимаем к установке провода АС 120/19: d=15,2 мм, I_доп=390 А, радиус провода 7,6 см, D_ср=200.

Проверку на термическое действие не производим, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Производим проверку по условиям коронирования. Определяем начальную термическую напряженность

кВ/см

кВ/см

Определяем напряженность электрического поля вокруг провода

кВ/см

кВ/см

Условие проверки

Провод АС 120/19 по условиям коронирования проходит, принимаем его к установке.

Выбор ошиновки

А.

Принимаем к установке ошиновку выполненную проводом типа АС 120/19.

Выбор трансформаторов напряжения на 35 кВ

Перечень необходимых приборов заносим в таблицу

Таблица 7.6

Определяем нагрузку всех измерительных приборов

ВА

ВА

Принимаем к установке трансформатор напряжения типа ЗНОМ-35−65У1.

следовательно трансформатор будет работать в заданном классе точности.

Выбор трансформаторов тока в цепи тупиковой линии

А

А

Принимаем к установке трансформатор тока тика ТФЗМ 35Б-1У1.

Таблица 7.7

Составляем таблицу нагрузки вторичной нагрузки

Таблица 7.8

Определим общее сопротивление приборов

Ом

Ом

Сопротивление контактов принимаем равным 0,1 Ом.

Определяем допустимое сопротивление проводов

Ом

Ом

Определяем сечение соединительных проводов

мм², где м

м

мм²

Соединительные провода токовых цепей выполняют медным проводом с минимальным сечением 0,5 мм².

Определяем действительное сопротивление проводов с учетом выбранного сечения

Ом

Ом

Ом

Ом

Из этого условия видно, что данный трансформатор тока будет работать в заданном классе точности, принимаем его к установке.

Выбор выключателей для РУ 10 кВ

Выбор производим по максимальному допустимому току самого мощного присоединения. В данном случае это генератор

А

А

Определяем тепловой импульс

кА²· с

кА²· с

кА²· с

кА²· с

Определяем суммарный тепловой импульс

кА²· с

кА²· с

Принимаем к установке выключатель типа МГУ-20−90/6300У3 и разъединитель типа РВРЗ-1−20/6300У3.

Таблица 7.9

8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ ПО НОМИНАЛЬНЫМ ПАРАМЕТРАМ

8.1 Выбор ограничителей перенапряжений

Принимаем к установке:

На напряжении ОПН- 110 У1

На напряжении ОПН — 35 У1

На напряжении ОПН — 10 У3

8.2 Выбор изоляторов

Принимаем к установке изоляторы:

на напряжении 110 кВ подвесные ПС6-А 9 шт.

на напряжении 35 кВ С10−200 I УХЛ

на напряжении 10 кВ С4−80 I УХЛ

9. Выбор способа синхронизации

Включение генератора в сеть может быть выполнено по способу точной синхронизации или по способу самосинхронизации.

В обоих случаях в первичный двигатель остановленного агрегата пускается пар или вода и агрегат разворачивается до частоты вращения близкой к синхронной.

Для включения генератора по способу точной синхронизации, без броска тока в статоре и без резкого изменения вращающегося момента ротора, должны быть соблюдены три условия:.

а) равенство напряжения генератора и сети по величине;

б) совпадение этих напряжений по фазе;

в) равенство частот генератора и сети,

По способу самосинхронизации генератор включается в сеть без возбуждения при скорости вращения, близкой к синхронной (скольжение ±2—5%), после чего включением АГП генератор возбуждается и в течение 1—2 с втягивается в синхронизм. Шунтовой реостат перед включением генератора должен быть установлен в положение, соответствующее возбуждению х. х. Во избежание пробоя изоляции обмотки ротора из-за перенапряжения она должна быть замкнута до включения АГП на сопротивление самосинхронизации.

На проектируемой ТЭЦ мною выбран способ точной синхронизации.

10. ОПИСАНИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ДЛЯ ЗАДАННОЙ ЦЕПИ

Устройство полуавтоматической самосинхронизации.

Устройство полуавтоматической самосинхронизации обеспечивает автоматическое включение выключателя невозбужденного генератора при достижении генератором частоты вращения, близкой к частоте вращения работающих генераторов. Регулирование частоты вращения генератора производится персоналом вручную путем воздействия на регулятор частоты вращения турбины. Генератор возбуждается после включения его выключателя.

На тепловых электростанциях самосинхронизация в основном выполняется полуавтоматически вследствие сложности автоматизации пуска теплового блока из холодного состояния. Ниже рассмотрено устройство полуавтоматической самосинхронизации, применяемое на тепловых электростанциях (разработано институтом «Атомтеплоэлектропроект»).

Основным элементом устройства является реле разности частот KF, контролирующее разность частот напряжений генератора и сети. Широкое применение получило индукционное реле частоты типа ИРЧ-01А. Обмотка 1 подключается последовательно с реостатом R1 к трансформатору напряжения TV1 невозбужденното генератора. Обмотка // подключается к трансформатору напряжения сети TV2. Устройство полуавтоматической синхронизации вводится в работу переключателем SA, замыкающим цепи трансформаторов TV1 и TV2, цепи оперативного постоянного напряжения и выходные цепи.

Значения остаточных напряжений, подводимых к TV1 разных генераторов, могут быть различными. Для того чтобы напряжения, подводимые к обмотке / реле KF от трансформаторов TV1 разных генераторов, были примерно одинаковыми, каждый генератор снабжается отдельным реостатом R1. Регулирование сопротивлений реостатов R1 выполняется при наладке устройства.

Реле ИРЧ-01А в момент подачи напряжения на его обмотки может кратковременно замыкать свои контакты. Чтобы исключить неправильное действие устройства, обмотки / и // реле KF подключаются к трансформаторам TV1 и TV2 неодновременно: сначала подключается обмотка //, а затем через время в несколько секунд, устанавливаемое на проскальзывающем контакте реле времени КТ1, подключается обмотка /. Подключение обмотки / осуществляется с помощью промежуточного реле KL3. Кроме того, вводится дополнительная выдержка времени на контакте КТ.2 в цепь контактов KF.1 и KF.2, исключающая неправильное срабатывание устройства в момент подачи напряжения на обмотку / реле KF.

При достижении частоты скольжения, равной частоте срабатывания реле KF, срабатывает выходное реле устройства КL1, которое самоудерживается с помощью контакта KL1.1. Контактом KL1.3 замыкается цепь включения выключателя генератора Q1. После включения выключателя Q1 включается автомат гашения поля генератора, подающий возбуждение на обмотку ротора генератора. Включенное состояние генератора контролируется вспомогательным контактом выключателя Q1 Возбужденный генератор окончательно втягивается в синхронизм. Самоудерживание выходного реле КL1 обеспечивает надежное включение выключателя и АГП генератора. Промежуточное реле KL2, имеющее задержку при возврате, ограничивает длительность сигнала на включение выключателя и АГП. Для того чтобы исключить опасное воздействие номинального напряжения трансформатора TV1 возбужденного генератора на обмотку / реле KF, не рассчитанную на это напряжение, цепь обмотки / размыкается контактом KL3.2 после возврата реле KL3, вызванного размыканием контакта KL1.2. Реле KV, включенное на на-пряжение трансформатора TV1, предназначено для того, чтобы исключить подачу номинального напряжения возбужденного генератора на обмотку / реле KF до включения генератора в сеть, что может произойти вследствие ошибочных действий персонала. Размыкающий контакт реле KV размыкает цепь реле времени КТ и исключает таким образом возможность срабатывания реле KL3.

При отключении генератора от сети и последующей подготовке его к включению реле времени КТ дополняет блокировку по напряжению. Гашение магнитного поля генератора при подготовке его к самосинхронизации происходит не мгновенно. Снижение напряжения генератора ниже напряжения возврата реле KV при включенном переключателе SA приводит к пуску реле времени КТ, По истечении выдержки времени, устанавливаемой на контакте КТ.1, напряжение генератора снизится до неопасного значения, при котором обмотка / реле KF включается в цепь трансформатора TV1.

Реле времени КТ включено на переменное напряжение от трансформатора TV2. При этом обеспечиваются одновременная подача напряжения на катушки реле КТ и KV и правильное действие блокировки по напряжению. Если же включить реле КТ на постоянное напряжение, то возможно его срабатывание раньше, чем будет подано напряжение на реле KF и KV, так как в цепях трансформаторов TV1 и TV2 имеется индивидуальный переключатель (на схеме не показан), обеспечивающий подведение синхронизируемых напряжений к устройству самосинхронизации. В этих условиях возможны кратковременная (до срабатывания реле KV) подача номинального напряжения возбужденного генератора на обмотку / реле KF и ее повреждение. Вывод устройства из работы осуществляется вручную установкой переключателя SA в положение О («Отключено»), при этом все реле устройства возвращаются в исходное положение

11. ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

Схема РУ 110 кВ

На РУ 110 кВ применяется схема с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на присоединение. Как правило, обе системы шин находятся в работе. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы, так как при КЗ на шинах отключается шиносоединительный выключатель и половина присоединений. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин.

Схема РУ 35 кВ

Для РУ 35 кВ принимаем одиночную секционированную систему шин. Схема проста, так как на каждую цепь необходим один выключатель, который служит для отключения и выключения этой цепи в нормальных и аварийных режимах. В этой схеме разъединители необходимы не только при выводе присоединения в целях обеспечения безопасного проведения работ. В случае аварии на сборных шинах отключается только половина потребителей, вторая секция и все потребители на ней остаются в работе.

Схема ГРУ 10 кВ

В соответствии с НТП, учитывая, что имеется резерв по питанию потребителей, подключенных к шинам ГРУ, принимаем к установке схемы с одной секционированной системой шин. Секционный реактор служит для ограничения токов короткого замыкания.

Описание конструкции РУ

Описание РУ 110 кВ.

ОРУ 110 кВ выполнено по схеме с двумя рабочими и обходной системами шин. Сборные шины выполнены сталеаллюминиевыми проводами марки АС-150/34 по два провода в фазе. В принятой компоновке все выключатели типа ВГТ 110 II-40/2500 У1 размещаются в один ряд, что облегчает их обслуживание. Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение называется килевым. Разъединители типа РНД 110/1000 У1. Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеаллюминиевым проводом типа АС 150/34.

На ОРУ устанавливаются трансформаторы тока ТФЗМ 110Б-III, которые имеют три вторичных обмотки, с классом точности 0,5 и три ТН типа НКФ-110−83 У1. Кабели и воздухопроводы проложены в лотках из железобетонных плит, которые служат одновременно пешеходными дорожками. В местах пересечений с дорогой лотки прокладываются под проезжей частью дороги.

Описание РУ 35 кВ.

ОРУ 35 кВ выполнено по схеме с одной секционированной системой шин. Сборные шины выполнены гибким токопроводом типа АС-600/72. Выключатели ВМУЭ-35/1000 У1 расположены в один ряд для облегчения обслуживания. Разъединители типа РНДЗ.1−35/1000 расположены на небольшой высоте, что облегчает их обслуживание.

На ОРУ устанавливаются трансформаторы тока типа ТФЗМ-35Б-1 У1, которые имеют три вторичных обмотки с классом точности 0,5 и трансформаторы напряжения типа ЗНОМ-35−65 У1.

12. Расчет заземляющего устройства

Расчет заземляющего устройства площадь 102×60м², с₁=80Ом· м; с₂=40Ом· м; h₁=2м; t=0.7м; t_откл=0.035с; t_рз=0.12с; l_в=5м; а=10м; I_з=1.5· 0.6·6.83=6.147кА; ф_в=0.12+0.035=0.155с; U_{пр. доп.}=400 В.

Находим длину горизонтальных заземлителей

L_г=11· 102+10·60=1755м

Т.к. ф_в=0.12+0.035=0.155с;

U_{пр. доп.}=400В; с₁/с₂=2, то М=0.62.

Находим коэффициент прикосновения

Зная наибольшее допустимое напряжение прикосновения определяем напряжение на заземлителе.

что в пределах допустимого.

Сопротивление заземляющего устройства.

Действительный план заземляющего устройства переводим в расчетную квадратную модель со стороной.

Число ячеек по стороне квадрата.

принимаем m=9.

Длина полос в расчетной модели.

Длина ячеек в расчетной модели.

Число вертикальных заземлителей при а/l_в=10/5=2.

; принимаем п_в= 32

Общая длина вертикальных заземлителей.

Относительная глубина.

тогда

По таблице, при с₁/с₂=2, а/l_в=2

Общее сопротивление заземлителя

что меньше допустимого R_з.доп=0.36Ом, следовательно условие выполняется.

Напряжение прикосновения.

U_пр=К_п· I_з·R_з=0.18·6147·0.245=271B

что меньше допустимого значения U_пр.доп=400 В, условие выполняется.

13. Охрана труда, охрана окружающей среды, противопожарная защита

13.1 Техническое освидетельствование и ремонт грузоподъемных кранов

1.1. Краны до пуска в работу должны быть подвергнуты полному техническому освидетельствованию. Краны, подлежащие регистрации в органах госгортехнадзора, должны подвергаться техническому освидетельствованию до их регистрации. Техническое освидетельствование должно проводиться согласно руководству по эксплуатации крана. При отсутствии в руководстве соответствующих указаний освидетельствование кранов проводится согласно настоящим Правилам.

1.2. Краны в течение нормативного срока службы должны подвергаться периодическому техническому освидетельствованию:

а) частичному не реже одного раза в 12 мес.;

б) полному не реже одного раза в 3 года, за исключением редко используемых кранов (краны для обслуживания машинных залов, электрических и насосных станций, компрессорных установок, а также другие краны, используемые только при ремонте оборудования).

Редко используемые грузоподъемные краны должны подвергаться полному техническому освидетельствованию не реже одного раза в 5 лет. Отнесение кранов к категории редко используемых производится владельцем по согласованию с органами госгортехнадзора.

1.3. Внеочередное полное техническое освидетельствование крана должно проводиться после:

а) монтажа, вызванного установкой крана на новом месте (кроме стреловых и быстромонтируемых башенных кранов);

б) реконструкции крана;

в) ремонта расчетных металлоконструкций крана с заменой элементов или узлов с применением сварки;

г) установки сменного стрелового оборудования или замены стрелы;

д) капитального ремонта или замены грузовой или стреловой лебедки;

е) замены крюка или крюковой подвески (проводятся только статические испытания);

ж) замены несущих или вантовых канатов кранов кабельного типа.

1.4. Техническое освидетельствование крана должно проводиться инженерно-техническим работником по надзору за безопасной эксплуатацией грузоподъемных кранов при участии инженерно-технического работника, ответственного за содержание грузоподъемных кранов в исправном состоянии.

1.5. Техническое освидетельствование имеет целью установить, что:

а) кран и его установка соответствуют настоящим Правилам, паспортным данным и представленной для регистрации документации,

б) кран находится в состоянии, обеспечивающем его безопасную работу.

1.6. При полном техническом освидетельствовании кран должен подвергаться:

а) осмотру;

б) статическим испытаниям;

в) динамическим испытаниям.

При частичном техническом освидетельствовании статические и динамические испытания крана не проводятся.

1.7. Статические испытания крана проводятся нагрузкой, на 25% превышающей его паспортную грузоподъемность.

1.8. Статические испытания мостового крана проводятся следующим образом. Кран устанавливается над опорами кранового пути, а его тележка (тележки) в положение, отвечающее наибольшему прогибу моста. Контрольный груз поднимается краном на высоту 100— 200 мм и выдерживается в таком положении в течение 10 мин.

Статические испытания козлового крана и мостового перегружателя проводятся также, как испытания мостового крана; при этом у крана с консолями каждая консоль испытывается отдельно.

По истечении 10 мин груз опускается, после чего проверяется отсутствие остаточной деформации моста крана. При наличии остаточной деформации, явившейся следствием испытания крана грузом, кран не должен допускаться к работе до выяснения специализированной организацией причин деформации и определения возможности дальнейшей работы крана.

1.9. Динамические испытания крана проводятся грузом, масса которого на 10% превышает его паспортную грузоподъемность, и имеют целью проверку действия ее механизмов и тормозов.

При динамических испытаниях кранов (кроме кранов кабельного типа) производятся многократные (не менее трех раз) подъем и опускание груза, а также проверка действия всех других механизмов при совмещении рабочих движений, предусмотренных руководством по эксплуатации крана.

1.10. Для проведения статических и динамических испытаний владелец крана должен обеспечить наличие комплекта испытательных (контрольных) грузов с указанием их фактической массы.

1.11. Результаты технического освидетельствования крана записываются в его паспорт инженерно-техническим работником по надзору за безопасной эксплуатацией грузоподъемных кранов, проводившим освидетельствование, с указанием срока следующего освидетельствования. При освидетельствовании вновь смонтированного крана запись в паспорте должна подтверждать, что кран смонтирован и установлен в соответствии с настоящими Правилами, руководством по эксплуатации и выдержал испытания.

Записью в паспорте действующего крана, подвергнутого периодическому техническому освидетельствованию, должно подтверждаться, что кран отвечает требованиям настоящих Правил, находится в исправном состоянии и выдержал испытания. Разрешение на дальнейшую работу крана в этом случае выдается инженерно-техническим работником по надзору за безопасной эксплуатацией грузоподъемных кранов. Проведение технического освидетельствования может осуществляться специализированной организацией.

1.12. Результаты осмотра съемных грузозахватных приспособлений и тары заносятся в журнал осмотра грузозахватных приспособлений.

13.2 Охрана окружающей среды

Контроль за окружающей средой проводится согласно «Положению об организации ведомственною контроля воздухоохранной деятельности тепловых электрических станций и котельных. РД34.2 301−91»

1. Ведомственный контроль воздухоохранной деятельности ТЭС и котельных служит для обеспечения соблюдения установленных норм выбросов в атмосферу, выполнения плановых заданий по охране атмосферного воздуха, для оказания помощи ТЭС и котельным в организации контроля выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, выявлении резервов повышения эффективности воздухоохранного оборудования, реализации новых и прошедших опытно-промышленную проверку на предприятиях отрасли методов сокращения выбросов.

2. Подразделение по охране окружающей среды ТЭС и котельной (либо выделенные для ведения указанных вопросов специалисты) осуществляет систематический производственный контроль:

— деятельности цехов, служб и иных подразделений ТЭС и котельной по соблюдению правил технической эксплуатации оборудования (котлы, золоуловители, золоотвалы, топливные склады, а также средства измерений) и технологических параметров, влияющих на количество выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, а также по соблюдению установленных для ТЭС и котельных норм выбросов в атмосферу;

— содержания загрязняющих веществ в дымовых газах путем инструментальных измерений.

Подразделение по охране окружающей среды обеспечивает оперативной информацией руководство ТЭС (котельной) и эксплуатационный персонал о превышении норм выбросов, а также о причинах установленного нарушения.

3. Служба по охране окружающей среды (либо выполняющие ее функции подразделения) ПОЭиЭ контролирует воздухоохранную деятельность ТЭС и котельных в рамках основных функций, определенных «Типовым положением о подразделении по охране окружающей среды производственного энергетического объединения (районного энергетического управления), главного производственного управления энергетики и электрификации.

Служба осуществляет:

— периодические (не реже одного раза в год) проверки воздухоохранной деятельности ТЭС и котельных непосредственно на ТЭС и в котельных;

— систематический анализ воздухоохранной деятельности ТЭС и котельных на основании документации, поступающей в установленном порядке;

— методическую и техническую помощь подразделениям по охране окружающей среды ТЭС и котельных в осуществлении ими функций производственною контроля;

— подготовку для руководства ПОЭиЭ предложений по поощрению и санкциям, но отношению к персоналу ТЭС и котельных по результатам контроля воздухоохранной деятельности ТЭС и котельных;

— обеспечение рассмотрения и утверждения проектов норм выбросов в атмосферу и предложений по их корректировке,

4. Специализированная ведомственная организация осуществляет контроль воздухоохранной деятельности ТЭС, котельных, ПОЭиЭ в рамках проведения обследования по соблюдению ими природоохранительного законодательства. Обследование проводится по поручению Отдела охраны природы Минэнерго по типовой программе в целях:

— комплексной оценки эффективности природоохранной деятельности ТЭС, котельных, ПОЭиЭ;

— разработки конкретных мероприятий по сокращению выбросов в атмосферу с учетом всех аспектов экологической деятельности ТЭС и котельных.

Проверка производится в следующем порядке:

1. Проверяющий (представитель ведомственной или государственной службы контроля) вправе:

§ Затребовать для ознакомления необходимые документы и технические материалы, касающиеся режима работы оборудования ТЭС, материалы отчетности ТЭС.

§ Осуществить непосредственный осмотр оборудования, щитов управления и средств измерения основного и газоочистного оборудования в сопровождении лица, специально выделенного указанием главного инженера ТЭС.

§ Запросить необходимые разъяснения (устные либо письменные) от руководителя подразделения, непосредственно отвечающего за контроль выбросов, от других должностных лиц, связанных с эксплуатацией природоохранного оборудования, а также от главного инженер, а ТЭС, ответственного за работы по охране природы.

§ Произвести необходимые измерения выброса загрязняющих веществ в атмосферу с использованием собственной аппаратуры и при помощи персонала контролирующей организации либо с привлечением служб и аппаратуры ТЭС с учетом возможности последней.

2. После завершения работ по проверке воздухоохранной деятельности ТЭС проверяющий информирует руководителя ТЭС о завершении и результатах проведенной работы.

13.3 Противопожарная защита

Пожарная безопасность на проектируемой подстанции 220/35/10/6 кВ осуществляется в соответствии с правилами пожарной безопасности для энергетических предприятий

1. Настоящие Правила устанавливают основные требования пожарной безопасности на действующих энергетических предприятиях и являются обязательными для всех инженерно-технических работников (ИТР), рабочих и служащих электростанций, электрических и тепловых сетей, а также ремонтных, наладочных, строительных, монтажных и других организаций, выполняющих эксплуатацию, ремонт (реконструкцию), наладку и испытание технологического оборудования основных производств и вспомогательных сооружений этих энергетических предприятий.

1.2. В соответствии с действующим законодательством ответственность за противопожарное состояние энергетических предприятий возлагается на руководителей этих предприятий и организаций.

1.3.Руководители энергетических предприятий и организаций обязаны:

1.3.1. Организовать изучение и выполнение настоящих Правил всеми инженерно-техническими работниками (ИТР), рабочими и служащими.

1.3.2. Создать пожарно-техническую комиссию и добровольные пожарные формирования (ДПФ), а также обеспечить их регулярную работу в соответствии с действующими положениями.

1.3.3. Обеспечить разработку, а также выполнение мероприятий, направленных на повышение пожарной безопасности, с выделением необходимых ассигнований на утвержденные мероприятия.

1.3.4. Установить соответствующий их пожарной опасности противопожарный режим на территории, в производственных помещениях (цехах, лабораториях, мастерских, складах и т. п.). а также в административных и вспомогательных помещениях.

1.3.5. Определить конкретный порядок организации и проведения сварочных и других огнеопасных работ при ремонте оборудования, реконструкции и строительно-монтажных работах персоналом предприятия и подрядными организациями.

1.3.6. Установить порядок регулярной проверки состояния пожарной безопасности предприятия, исправности технических средств тушения пожара, систем водоснабжения, оповещения, связи и других систем противопожарной зашиты. Принимать необходимые меры к устранению обнаруженных недостатков, которые могут привести к пожару.

1.3.7. Назначить ответственных лиц за пожарной безопасностью по каждому производственному участку и помещению и разграничить зоны обслуживания между цехами для постоянного надзора работниками предприятия за техническим состоянием, ремонтом и нормальной эксплуатацией оборудования водоснабжения, установок обнаружения и тушения пожара, а также других средств пожаротушения и пожарной техники.

Таблички с указанием фамилии и должности лица, ответственного за пожарную безопасность, должны быть вывешены на видном месте.

1.3.8. Периодически проверять боеспособность объектовой пожарной охраны МВД РФ и добровольных пожарных формирований объекта и принимать необходимые меры к улучшению их работы.

1.3.9. Обеспечить выполнение противопожарных мероприятий, изложенных в действующих государственных стандартах. «Правилах технической эксплуатации электрических станций и сетей» (далее ПТЭ), «Правилах устройства электроустановок» (ПУЭ), в распорядительных документах ответствующих вышестоящих органов управления электроэнергетического хозяйства отрасли, в предписаниях РП «Энерготехнадзор» и органов пожарной охраны МВД Росси по вопросам пожарной безопасности.

14. СПЕЦИАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ

Перезаливка трансформаторного масла в измерительном трансформаторе ТФЗМ

При капитальном ремонте у измерительных трансформаторов масло целесообразно полностью заменять.

Марки трансформаторного масла.

ГК. ТУ-38.101.1025−85

ВГ. ТУ-38.401.978−93

СА.ТУ-38.401.1033−95

Для перезаливки трансформатор устанавливают в помещение с температурой не менее и с влажностью не более 75%.

С трансформатора снимается воздухоосушитель, рабочая крышка и устанавливается технологическая. Трансформатор подключают к схеме.

— емкость для чистого сухого масла

— маслонасос

— вентили

— вакуумметр

— вакуумнасос

— воздухоосушительный фильтр

— емкость для сливаемого масла

— трансформатор

— технологическая крышка

Слить из трансформатора непригодное масло через вентиль 3 в бак 7. Во время слива воздух в трансформатор поступает через воздухоосушительный фильтр 6 заполненный цеолитом. Маслонасосом 2 промыть трансформатор сухим маслом из бака 1(1/3 объема заливаемой в трансформатор) и дать стечь маслу в бак 7. Закрыть вентиль 3 на сливаемом патрубке. Включить вакуумнасос 5 и проверить трансформатор на герметичность: создается в трансформаторе вакуум 10 мм. рт.ст., через 30 минут закрывают вентиль на вакуумнасосе, выдерживают 10 минут и снимают показания вакуумметра. Натекание воздуха не должно превышать 5 мм .рт.ст. При нормальном натекании включают вакуумнасос. Создают вакуум не более 10 мм.рт.ст. и вакуумируют в течении 10 часов.

Перезаливка.

Не срывая вакуума открыть вентиль 3 на маслопроводе и включить маслонасос 2. Залить трансформатор маслом до верхнего уровня. Продолжительность заливки не менее 3 часов. Вакуум поддерживать не более 10 мм.рт.ст. Залитый трансформатор вакуумировать 12 часов. Остановить вакуум насос, снять вакуум через воздухоосушительный фильтр 6. Дать отстояться трансформатору 30 часов. Отобрать пробу масла, при положительных результатах собрать трансформатор (снять технологическую крышку и установить рабочую, установить дыхательный патрон с индикаторным силикагелем).

15. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

15.2 Расчёт технико-экономических показателей

15.2.1 Расчёт суммарных и удельных вложений капитала в строительство ТЭЦ

гдекапитальные затраты на узел котла (головного и каждого последующего), тыс.руб.;

— поправочный коэффициент на территориальный район строительства ТЭЦ;

— количество однотипных котлов, турбоагрегатов, шт.;

— коэффициент, учитывающий удорожание строительства.

тыс.руб.

тыс.руб.

тыс.руб.

Удельные капиталовложения

тыс.руб.

тыс.руб./кВт [3.С.3Ф6]

Таким образом расчётные удельные капиталовложения находятся в пределах среднеотраслевой величины ().

15.2.2 Расчёт полезного отпуска теплоты и плановой выработки электроэнергии

т/год [3.С.4Ф7]

т/год

где — часовая максимальная нагрузка из производственных отборов всех паровых турбин, т/ч

т/ч

гдечасовой расход пара в производственный отбор одной турбины, т/ч;

— количество однотипных турбин, имеющих производственный отбор, шт.;

— число часов использования максимальной нагрузки, потребляемой из производственных отборов.

Годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ для производственных целей.

ГДж/год [3.С.4Ф9]

ГДж/год

где — годовой расход пара в производственные отборы всех паровых турбин.

Годовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбин.

ГДж/год [3.С.4Ф10]

ГДж/год

где — число часов использования максимума отопительного отбора в зависимости от климатического района.

Годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ .

ГДж/год [3.С.4Ф12]

ГДж/год

Годовая выработка электрической энергии.

МВт ч [3.С.5Ф14]

МВт ч

где — установленная расчётная мощность турбин одного типа, принимаемая по номинальному значению для турбин с двойным обозначением мощности, МВт ;

— число часов использования установленной расчётной мощности.

ч [3.С.5Ф15]

где — годовая выработка электрической энергии в целом по ТЭЦ;

— установленная расчётная мощность электростанции.

Расход электрической энергии на собственные нужды.

МВт ч [3.С.5Ф16]

МВт ч

где — удельный расход электрической энергии на собственные нужды;

— годовая выработка электрической энергии, МВт ч.

Среднегодовой удельный расход электрической энергии на собственные нужды в целом по ТЭЦ.

[3.С.5Ф17]

Годовой расход электрической энергии собственных нужд, отнесённый на отпуск теплоты.

МВт ч [3.С.6Ф19]

МВт ч

Годовой расход электрической энергии собственных нужд, отнесённый на отпуск электрической энергии.

МВт ч [3.С.6Ф20]

МВт ч

Удельный расход электрической энергии на собственные нужды, отнесённый на отпуск электрической энергии.

[3.С.6Ф21]

Годовой отпуск электрической энергии с шин станции.

МВт ч [3.С.6Ф22]

МВт ч

15.2.3 Расчёт потребности в условном топливе и удельного расхода условного топлива

Расход условного топлива котлами.

[3.С.7Ф24]

ту т/год

ту т/год

где — число однотипных турбоагрегатов, шт.;

— число часов работы турбоагрегата в году;

— расход топлива на холостой ход основного оборудования, ту т/час;

— годовой отпуск пара из производственных отборов однотипных турбоагрегатов, тон/год;

— годовой отпуск теплоты из отопительных отборов однотипных турбоагрегатов, ГДж/год;

— годовая выработка электрической энергии однотипными турбоагрегатами, МВт ч;

ту т/т пара, ту т/ГДж, тут /МВт ч — коэффициенты топливной характеристики, постоянные для данного турбоагрегата;

— поправочный коэффициент на вид сжигаемого топлива.

Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты без учёта расхода электрической энергии на собственные нужды.

ту т/год [3.С.7Ф25]

ту т/год

где — КПД сетевых подогревателей;

— КПД котла;

— поправочный коэффициент на неустановившийся режим работы;

29,3- удельная теплота сгорания условного топлива, ГДж/т.

Годовой расход условного топлива на отпуск электрической энергии.

ту т/год [3.С.8Ф26]

ту т/год

Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты с учётом электроэнергии собственных нужд, отнесённый на отпуск теплоты.

ту т/год [3.С.8Ф27]

ту т/год

где — удельный расход условного топлива на отпущенный киловатт-час, кгу т/кВт ч

[3.С.8Ф28]

кгу т/кВт ч

Годовой расход условного топлива на отпуск электрической энергии с учётом электроэнергии собственных нужд.

ту т/год [3.С.8Ф29]

ту т/год

Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии.

кгу т/кВт ч [3.С.8Ф30]

кгу т/кВт ч

Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты.

кгу т/ГДж [3.С.8Ф31]

кгу т/ГДж

Коэффициент полезного действия станции по отпуску электрической энергии.

[3.С.8Ф32]

Коэффициент полезного действия станции по отпуску теплоты.

[3.С.8Ф33]

Коэффициент использования топлива

[3.С.9Ф34]

15.3 Среднегодовая себестоимость единицы отпущенной электрической и тепловой энергии

15.3.1 Топливо на технологические цели

Стоимость топлива, расходуемого ТЭЦ непосредственно на производство электрической и тепловой энергии.

тыс.руб./т.н.т. [3.С.10Ф41]

тыс.руб.

тыс.руб./т.н.т. [3.С.11Ф42]

тыс.руб./т.н.т.

тыс.руб./т.н.т.

тыс.руб./т.н.т. [3.С.11Ф43]

где — цена одной т.н.т., руб./т.н.т.; - цена транспортировки одной тонны натурального топлива, руб./т.н.т.;

— переводной коэффициент из рублей в тысячи рублей;

— коэффициент, учитывающий повышение цен.

Годовой расход натурального топлива.

т.н.т./год [3.С.11Ф46]

т.н.т./год

где 29 330 — удельная теплота сгорания условного топлива, кДж/кг;

— удельная теплота сгорания натурального топлива, кДж/кг

— потери топлива в пути до станции назначения в пределах норм естественной убыли, %.

Цена одной тонны условного топлива.

тыс.руб./ту т [3.С.12Ф47]

тыс.руб./ту т

15.3.2 Вода на технологические цели

тыс.руб. [3.С.12Ф48]

тыс.руб.

где — 20 руб./год на тысячу тонн натурального топлива;

— 60 руб./год на одну тонну суммарной часовой производительности котлоагрегатов;

— суммарная производительность установленных котлов, т/час;

— 1,5 руб./год на один кВт ч установленной мощности для станций с поперечными связями;

— установленная мощность станции, МВт;

— годовая плата за воду в бюджет в зависимости от типа турбин и типа системы водоснабжения в расчёте на одну турбину, тыс.руб./год;

— коэффициент учитывающий повышение цен;

— количество установленных однотипных турбин, шт.

15.3.3 Издержки по оплате труда

В этой статье учитывается основная заработная плата за отработанное время персонала, непосредственно участвующего в технологическом процессе производства электроэнергии.

тыс.руб. [3.С.13Ф49]

тыс.руб.

где — численность промышленно-производственного персонала;

— средний фонд оплаты труда одного человека в составе себестоимости, рассчитанный, по минимальной зарплате, среднему тарифному коэффициенту, средней величине премий, доплат, надбавок:

тыс.руб. [3.С.14Ф50]

тыс.руб.

где — районный коэффициент к зарплате.

Удельная численность промышленно-производственного и эксплуатационного персонала.

чел. [3.С.14Ф51]

чел.

Дополнительная заработная плата производственных рабочих.

В этой статье учитывается зарплата производственного персонала за неявочное время, оплата отпусков, времени исполнения общественных и государственных обязанностей и т. д.

тыс.руб. [3.С.14Ф53]

тыс.руб.

Отчисления на социальные нужды с заработной платы производственных рабочих.

Отчисления на социальные нужды с суммы основной и дополнительной заработной платы в размере. В них входят следующие нормативы: в пенсионный фонд — 20%, фонд социального страхования — 3,2%, фонд обязательного медицинского страхования — 2,8%.

тыс.руб. [3.С.14Ф54]

тыс.руб.

где — норматив отчислений на социальные нужды — 26%

В том числе :

— в пенсионный фонд:

тыс.руб. [3.С.15Ф55]

тыс.руб.

— на социальное страхование:

тыс.руб. [3.С.15Ф56]

тыс.руб.

— на обязательное медицинское страхование:

тыс.руб. [3.С.15Ф57]

тыс.руб.

тыс.руб.

15.3.4 Издержки по эксплуатации и содержанию оборудования

В эту статью включаются расходы: по содержанию оборудования, амортизационные отчисления силовых и рабочих машин и т. д.

1) Стоимость оборудования, являющегося частью капиталовложений

тыс.руб./год [3.С.15Ф60]

тыс.руб./год

Издержки на эксплуатацию включают в себя издержки на реновацию и в ремонтный фонд:

тыс.руб. [3.С.15Ф61]

тыс.руб.

2) Издержки на реновацию

тыс.руб.

тыс.руб.

3) Издержки в ремонтный фонд:

тыс.руб. [3.С.15Ф62]

тыс.руб.

15.3.5 Издержки по цеховым расходам

В эту статью включают затраты по обслуживанию цехов и управлению ими.

тыс.руб. [3.С.16Ф64]

тыс.руб.

где — величина, зависящая от установленной мощности станции.

15.3.6 Издержки по общестанционным расходам

Общестанционные расходы связаны с управлением работой станции.

тыс.руб.

где — численность административно-управленческого персонала;

— среднегодовая зарплата, тыс.руб. ;

— доля прочих затрат общестанционного характера, зависящих от установленной мощности;

— издержки на страхование имущества, тыс.руб.;

— издержки на установленную мощность, тыс.руб.;

— плата за выбросы в атмосферу, тыс.руб.;

— плата за землю, тыс.руб.

тыс.руб. [3.С.17Ф67]

тыс.руб.

где — норматив страхования имущества;

— стоимость основных производственных фондов, тыс.руб.

тыс.руб. [3.С.17Ф68]

тыс.руб.

тыс.руб. [3.С.17Ф69]

тыс.руб.

где — норматив отчислений за установленную мощность, руб./кВт.

Плата за выбросы в атмосферу.

тыс.руб. [3.С.17Ф70]

где — норматив платы за выбросы, тыс.руб./т;

— годовая масса загрязняющего вещества каждого вида, т/год.

Расчёт годовой массы выброса загрязняющих веществ:

т/год

т/год

т/год

т/год

тыс.руб.

тыс.руб.

тыс.руб.

тыс.руб.

тыс.руб.

Плата за землю.

Площадь отводимой земли:

га

где — удельная площадь застройки производственной площадки, включая градирни и насосную станцию при прямоточной системе водоснабжения, га.

га

Площадь топливного склада

га [3.С.19Ф73]

га

Площадь водохранилища.

га [3.С.19Ф74]

га

где — удельная площадь водохранилища, га/100 МВт.

Площадь земли, отчуждаемая под золоотвал.

га [3.С.19Ф75]

га

Общий отвод земли под строительство электростанции.

га [3.С.20Ф77]

Плата за землю.

Ставка земельного налога.

тыс.руб. [3.С.20Ф79]

тыс.руб.

где — средняя ставка земельного налога.

тыс.руб. [3.С.20Ф80]

тыс.руб.

тыс.руб.

15.3.6 Общие издержки производства на ТЭЦ.

тыс.руб. [3.С.22Ф81]

тыс.руб.

15.3.7 Калькуляция себестоимости электроэнергии и теплоты

Коэффициент распределения затрат на теплоту.

[3.С.22Ф82]

где — годовой расход условного топлива на отпуск теплоты;

— годовой расход условного топлива станции, тыс. тон/год.

Коэффициент распределения затрат на электроэнергию.

[3.С.22Ф83]

Годовые издержки отнесённые на отпуск теплоты.

тыс.руб./год [3.С.22Ф84]

тыс.руб./год

Общие годовые издержки на отпуск теплоты должны быть равны сумме по отдельным её составляющим

тыс.руб./год

тыс.руб./год [3.С.22Ф85]

тыс.руб./год

тыс.руб./год

тыс.руб./год

тыс.руб./год

тыс.руб./год

тыс.руб./год

тыс.руб./год

тыс.руб./год

Годовые издержки отнесённые на отпуск электроэнергии.

тыс.руб./год [3.С.23Ф87]

тыс.руб./год

тыс.руб./год [3.С.23Ф88]

тыс.руб./год

тыс.руб./год

тыс.руб./год

тыс.руб./год

тыс.руб./год

тыс.руб./год

тыс.руб./год

тыс.руб./год

Себестоимость единицы теплоты

руб./ГДж [3.С.23Ф90]

руб./ГДж

руб./ГДж [3.С.23Ф91]

руб./ГДж

руб./ГДж

руб./ГДж

руб./ГДж

руб./ГДж

руб./ГДж

руб./ГДж

руб./ГДж

Себестоимость отпущенной электроэнергии

руб./кВт ч [3.С.23Ф93]

руб./кВт ч

руб./кВт ч [3.С.24Ф94]

руб./кВт ч

руб./кВт ч

руб./кВт ч

руб./кВт ч

руб./кВт ч

руб./кВт ч

руб./кВт ч

руб./кВт ч [3.С.24Ф95]

Структура себестоимости

[3.С.24Ф95]

;

[3.С.24Ф96]

15.4 Сводная таблица технико-экономических показателей.

Таблица 15.4.1

15.5 Сравнение полученных ТЭП со среднеотраслевыми показателями

Таблица 15.5.1

Таблица 15.5.2

Исходя из условий проектирования суммарные капитальные вложения в строительство электростанции составили 2 465 991 тыс. руб., а удельные 9,78 тыс. руб./кВт, что соответствует среднеотраслевому значению этой величины, значит, проектирование станции в заданном районе с имеющимся типом оборудования экономически обосновано.

Годовые издержки по станции составили 1 836 533,4 тыс. руб., а себестоимость отпуска 1 кВт-ч электрической энергии 0,8 руб./кВт-ч, что также находится в пределах среднеотраслевой величины.

Правильный выбор места проектирования, запланированный режим эксплуатации позволили получить удельный расход условного топлива 380 гр.у.т./кВт-ч по отпущенной электроэнергии, что также не превышает среднеотраслевого значения для данного типа оборудования, поэтому считаю работу станции по топливному эффекту экономически оправданной.

Принимая во внимание все выше перечисленные факторы можно сделать вывод, что проектирование и эксплуатация станции в заданном районе с имеющимся типом генерирующего оборудования экономически целесообразно.

16. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Л. Д. Рожкова, Л. К. Корнеева, Т. В. Чирикова. Электрооборудование электрических станций и подстанций 4-е издание переработанное и дополненное — М.: издательский центр «Академия», 2004 г.

Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. Электрическая часть электростанций и подстанций 4-е издание переработанное и дополненное — М.: Энергоатомиздат, 1989 г.

Правила устройства электроустановок Минэнерго СССР — 6-е издание переработанное и дополненное — М.: Энергоатомиздат, 1985 г.

В. А. Боровиков, В. К. Косарев, Г. А. Ходот. Электрические сети энергетических систем 3-е издание переработанное и дополненное — Л.: Энергия, 1977 г.

Чечевицина Л.Н. «Микроэкономика (предприятия)» М, 2000 г.

Строев К.Ф. «Экономическая география» М, 1999 г.

Правила устройства электроустановок Минэнерго СССР — 6-е издание переработанное и дополненное — М.: Энергоатомиздат, 1985 г.

Журнал «Энергетик» № 5, 2006г

9. И. И. Байтер. Защита и АВР Электродвигателей собственных нужд 2-е издание переработанное и дополненноеМ.: Энергия 1980 г.