Розрахунок показників економічної ефективності проектування й розширення підстанції

Дипломний проект

" Розрахунок показників економічної ефективності проектування й розширення підстанції"

Введення

1. Розрахунок навантаження для обмоток трансформаторів високої, середньої, низької напруги

2. Розрахунок струмів короткого замикання на проектованій підстанції

3. Вибір електроустаткування вимикачів, роз'єднувачів, трансформаторів

4. Вибір трансформаторів власних потреб підстанції струму, трансформаторів напруги, шин

5. Розробка схем РУ підстанції

6. Розрахунок витрат на зміст устаткування й амортизації

7. Розрахунок річних витрат виробництва й калькуляція собівартості трансформації енергії

8. Техніка безпеки Висновок Література

Введення Головні схеми підстанції вибираються на підставі схеми розвитку енергосистеми або схеми електропостачання району.

На підстанціях 35 — 750 кВ звичайно встановлюють один або два трансформатори (автотрансформатора). Вибір числа й потужності автотрансформатора виробляється з урахуванням вимог до надійності електропостачання, характеру графіків навантаження й припустимих систематичних і аварійних перевантажень трансформаторів за ДСТ.

При дипломному проектуванні використовують нормативні матеріали, складені на базі узагальнення досвіду проектування, монтажу й експлуатації електричних підстанцій. Наприклад, правила (ПУЕ), норми (НТП), провідні вказівки (за розрахунками струмів короткого замикання, вибору й перевірки апаратів і провідників за умовою короткого замикання).

Застосовують типові проектування підстанцій, принцип якого складається у використанні при проектуванні об'єкта раніше розроблених фрагментів проекту. Кожна проектована підстанція індивідуальна, оскільки індивідуальні вихідні дані, умови й отже технічне завдання на її проектування.

Даний дипломний проект присвячений розрахунку електроустаткування підстанції 500/220/10 кВ, ТЕЦ -3*300Мвт.

Ріст потреб в електроенергії в Україні забезпечує гарні перспективи розвитку цієї галузі. При цьому повинна забезпечуватися економічна експлуатація енергетичних об'єктів, а також висока якість проектних і будівельних робіт. По цьому розрахунок ефективності проектування й розширення трансформаторної підстанції є досить актуальним.

Об'єктом дослідження в дипломній роботі є підстанція 500/220/10 кВ. Устаткування підстанції пропонованої завданням на дану дипломну роботу включає два трансформатори АОТДЦТН 267 000/500/220.

Метою дипломної роботи є розрахунок показників економічної ефективності проектування й розширення підстанції.

1. Розрахунок навантаження для обмоток трансформаторів високої, середньої, низької напруги Згідно вихідних даних максимальна потужність на 220 кВ становить 400 Мвт, і на 500 кВ 800 Мвт. За цими значеннями визначаємо процентне співвідношення графіка навантажень для середньої й низької напруги трансформаторів. Для даної підстанції 500/220/10 кВ графік навантаження трансформатора наведений для середньої напруги 220 кВ. Розраховуємо щабля графіка в іменованих одиницях на низькій напрузі по формулі:

(1.1),

Для визначення навантаження високої напруги трансформатора, необхідно скласти навантаження середньої й низької обмоток напруги. Графік навантаження наведений нижче. Розраховуємо щабля графіка в іменованих одиницях на високій напрузі трансформатора підстанції 500 кВ Для розрахунку повної потужності необхідно визначити реактивну потужність навантаження, що визначаємо наступним вираженням

(1.2),

де — активна потужність навантаження, МВт; - реактивна потужність навантаження, Мвт; - тангенс кута який визначає по заданому Визначаємо для навантаження напругою 220 кВ

Розраховуємо реактивні навантаження. Графік споживання реактивної потужності навантаження напругою 200 кВ Визначимо повну потужність обмоток вищої напруги трансформатора ПС Становимо графік повної потужності обмоток високої напруги трансформатора, відповідно до таблиці 1.1

Таблиця 1.1 — Результуюча таблиця струмів через обмотки трансформаторів

Вибір трансформаторів на підстанції

На підстанції передбачається встановити три трансформатори. Робимо вибір трансформатора з урахуванням відключення одного трансформатора, щоб другий пропустив всю потужність. Для цього робимо перевірку на перевантаження за умовами.

(2.1),

де Smax — максимальна потужність вищої обмотки трансформатора, що дорівнює 871 МВ· А; 1,4 — коефіцієнт перевантаження, у після аварійному режимі.

Підставляючи відомі дані в (2.1), одержуємо Приймаємо трансформатор найближчий по потужності до розрахункового. Тип трансформатора ТДТН-267 000/500/220/10, з номінальною повною потужністю 267 МВА. Зробимо перевірку цього трансформатора на перевантаження.

2. Розрахунок струмів короткого замикання на проектованій підстанції

Розрахунок струмів короткого замикання виробляється з метою перевірки обраного електроустаткування на термічну й електродинамічну дію. Активна максимальна потужність, передана в систему по лініях 500 кВ дорівнює 800 МВ· А. Найбільша передана потужність становить 800 Мвт. Визначимо кількість ліній на 500 кВ по вираженню. Становимо розрахункову схему мережі. Попередньо визначимо кількість ліній на 500 кВ по пропускній здатності лінії.

(3.1),

Малюнок 3.1 — Розрахункова схема підстанції

Становимо схему заміщення для розрахунків струмів короткого замикання в крапках К1, К2.

Малюнок 3.2 — Схема заміщення підстанції

Розрахунок робимо у відносних базисних одиницях. За базисну потужність Sб приймаємо 1000 МВ· А.

Опір енергосистеми визначається по формулі при Sк=1000 МВ· А

(3.2),

Опір лінії електропередачі визначається по вираженню

(3.3),

де Худий — індуктивний опір ліній, Ом/км;

Uв — висока номінальна напруга, кВ.

Підставляючи відомі значення в (9), одержуємо для Л1 і Л2

Опору трансформатора визначаються по формулі

(3.4),

Виходячи із завдання турбогенератори типу ТГВ-300 мають вихідні параметри [1, з 610]

де Х" d — індуктивний опір по поздовжній осі генератора, о.н.е;

Sн — номінальна потужність генератора, МВ· А.

Опір генератора визначається по формулі

Для блокового трансформатора за завданням наступного типу ТЦ — 4 000 000/500, Uк=11,5%.

Опір трансформатора визначається по формулі (10)

.

Визначаємо базисний струм Iб на всіх щаблях Розрахунок струму короткого замикання в крапці К1

Звертаємо схему заміщення щодо крапки К1

Перетворена схема заміщення щодо крапки К1 має такий вигляд Малюнок 3.3 — Еквівалентна схема заміщення щодо крапки К1

Знаходимо періодичний струм у початковий момент відключення Розрахунок струму короткого замикання в крапці К2

Звертаємо схему заміщення щодо крапки К2 на стороні 220 кВ.

Тому що два трансформатори однакової потужності, перетворимо в такий спосіб Малюнок 3.4 — Еквівалентна схема заміщення щодо крапки К2

Перетворимо зірку опорів Х1, Х2, Х3 у трикутник Х4, Х5, Х6

Малюнок 3.5 — Еквівалентна схема заміщення Малюнок 3.6 — Еквівалентна схема заміщення Визначаємо струм короткого замикання від системи

Визначаємо струм короткого замикання від генератора Всі розраховані величини приводяться на малюнку 3.2. Визначаємо струми КЗ для зазначених крапок і вибираємо вимикачі. Вибираємо вимикач ВГБ-500, установлені з боку високої напруги трансформатора. Власний час відключення tc, в=0,035з [1, з 630]. Для крапки К1 маємо Визначаємо номінальний струм генераторів Періодичний струм для моменту? від джерел системи дорівнює початковому значенню періодичного струму Визначимо в крапці К1

Розраховуємо аперіодичні струми для крапки К1 для моменту часу ?

де — визначаємо по кривих при відомих величинах ф і Та.

Розраховуємо ударні струми для крапки К1 при значенні ударного коефіцієнта К=1,717

Розраховуємо струми КЗ для крапки К2

Вибираємо вимикач ВГБ-220, установлені з боку середньої напруги трансформатора.

Власний час відключення tс, в=0,05з [1, з 630]

Для крапки К2 маємо Визначаємо номінальний струм генераторів Періодичний струм для моменту? від системи дорівнює початковому значенню періодичного струму

Визначимо в крапці К2

Розраховуємо аперіодичні струми для крапки К2 для моменту часу ?

де — визначаємо по кривих при відомих величинах ф і Та Розраховуємо ударні струми для крапки К2 при значенні ударного коефіцієнта К=1,608.

Всі розрахункові струми короткого замикання зведемо в таблицю 3.1

Таблиця 3.1 — Результуюча таблиця крапок К1, К2.

Для крапки КЗ наведені дані, що відповідають значенням у крапці К3″

3. Вибір електроустаткування вимикачів, роз'єднувачів, трансформаторів струму, трансформаторів напруги, шин Вибір вимикачів і роз'єднувачів на 220 кВ. Розрахункові параметри, номінальні дані, умови вибору й перевірки вимикачів і роз'єднувачів Таблиця 4.1 — Вибір і перевірка вимикачів і роз'єднувачів ВН

Визначаємо максимальний робітник струм на 220 кВ Тепловий імпульс струму КЗ визначається по формулі

Час відключення [1. с 211]

Вибір вимикачів і роз'єднувачів на 220 кВ Визначаємо максимальний робітник струм на 220 кВ Тепловий імпульс струму КЗ визначається по формулі

Час відключення [1. с 211]

Вибір вимикачів на 10 кВ Тому що навантаження на НН немає приймаємо вимикачів ВКЕ — 10

Розрахункові параметри, номінальні дані, умови вибору й перевірки вимикачів і роз'єднувачів аналогічні й для інших вимикачів і роз'єднувачів.

Вибір трансформаторів струму на 500 кВ Марка трансформатора струму — ТФЗМ — 500 — В1 кВ для зовнішньої установки Таблиця 4 — Розрахункового й каталожні дані вибору трансформатора струму

Таблиця 4.5 — Підрахунок навантажень вторинної обмотки

Вибір трансформаторів струму на 220 кВ Марка трансформатора струму ТФЗМ — 220 — В1 кВ для зовнішньої установки Таблиця 4.1 — Розрахункового й каталожні дані вибору трансформатора струму

Таблиця 4.2 — Підрахунок навантажень вторинної обмотки

Вибір трансформатора напруги 220 кВ Маємо дві вступних лінії напругою 220 кВ і два трансформатори підстанції.

Таблиця 4.10 — Вторинне навантаження трансформатора напруги

НДЕ-500

Sн=300 У· А Вибір трансформатора напруги 220 кВ Маємо три вступних лінії напругою 220 кВ і два трансформатори підстанції.

Таблиця 4.3 — Вторинне навантаження трансформатора напруги

НКФ-220

Sн=400 У· А Вибір гнучких шин 500 кВ Вибір гнучких шин на 500 кВ У РУ 500 кВ і вище застосовуються гнучкі шини, виконані проводами АС.

І_{мак=P3*Cos*U} =800 000*0,9*500 =1005A,

АС-700/86 — марка проведення

d — 36,2 mm — зовнішній діаметр проведення

r₀-18,1,

І_доп= 1180 А Вк = Іпо? * (tоткл +Та)=1,31?*(0,1+0,35)=0,77 ка?*з,

Q_мин=Вк /З=0,77 *10⁶/90 =85<600 _мм²

І_по<20 кА перевірка на схлёстивание не потрібна При перевірці на термічну стійкість проводів ліній, обладнаних пристроями швидкодіючого АПВ, повинне враховуватися підвищення нагрівання через збільшення тривалості проходження струмів КЗ.

Розряд у вигляді корони виникає при максимальному значенні початкової критичної напруженості електричного поля, кВ/див, де m — коефіцієнт, що враховує шорсткість поверхні проведення (для проводів m=0.82);

де r 0-радіус проведення в сантиметрах е ₀=30,3* m *(1+0,299/vr₀)=30,3*0,82*(1+0,299/1,81) =30,3,

де U-Лінійна напруга (U=1.1*Uном) кВ

U=1,1+500=550,

де Дcp — среднегеометрическое відстань між проводами фаз (одиниці виміру сантиметри), Д-Відстань між сусідніми фазами, див.

Д_ср=1,25*Д, Д_ср=1,25*600=756,

Робимо розщеплення гнучких шин

?=k*0,354*Un*r*Logд, а = 0,354*5504*1,81*1,57 =1,19*17,5=20,8,

K=1+3*2*r₀/a = 1+3*2*1,81/40=1,19,

R_екв=42 *r*a³ = 42 *1,81*40³ =20,

1,07*е _0? 0,9*?,

1,07*20,8_? 0,9*30,3,

22,5_? 27,2,

Вибір гнучких шин на 220 кВ

І_{мак =P3*Cos*U} =400 000*0,9*220 =1049 A,

Де — АС-600/72 — марка проведення

d — 33,2 mm — зовнішній діаметр проведення

r₀-16,6 — радіус проведення в сантиметрах

І_доп — припустимий струм на шини обраного перетину з урахуванням виправлення при розташуванні шин плиском або температурі повітря

Qмин — мінімальний перетин по термічній стійкості

І_доп= 1050 А Вк = Іпо?* (tоткл +Та)=2,2?*(0,1+0,35)=2.17 ка?*з

Q_мин =Вк /З=2,17 *10⁶/90 =16<600 _мм²

Робимо розщеплення гнучких шин

?=k*0,354*Un*r*Logд, а =1,16* 0,354*2204*1,81*1,9 =15,6

K=1+3*2*r₀/a = 1+3*2*1,81/20=1,16

R_екв=r*a =1,16*20 =5,57

4. Вибір трансформаторів власних потреб підстанції

Потужність споживачів власних потреб підстанції визначаємо по [1.с. 639−640] і зводимо дані в таблицю 8.1

на 500 кВ,

на 220 кВ,

Для вибору потужності трансформатора власних потреб становимо таблицю для розрахунку потужності навантаження власних потреб підстанції

Таблиця 5.1 — Навантаження власних потреб підстанції

Потужність трансформаторів с.н. при двох трансформаторах вибирається за умовою

(4.1),

де Sрасч — розрахункове навантаження по таблиці (5.1);

Кп — коефіцієнт припустимого аварійного перевантаження, рівний 1,4.

Розрахункове навантаження СН підстанції визначається по формулі

(4.2),

Розрахункове навантаження при Кс=0,8 по формулі (4.2)

За умовою (10) маємо Найближчий до цієї потужності приймаємо трансформатор ТМ-250/10 з номінальною повною потужністю 250 кВ· А.

5. Розробка схем РУ підстанції

Вибір варіантів схеми з урахуванням надійності

При невеликій кількості приєднань на стороні 35 — 500 кВ застосовують спрощені схеми, у яких звичайно відсутні збірні шини, число вимикачів зменшене. Спрощені схеми дозволяють зменшувати витрата електроустаткування, будівельних матеріалів, знизити вартість розподільного пристрою, прискорити його монтаж. Такі схеми одержали найбільше поширення на підстанціях.

Розглянемо дві схеми 220 кВ, схема квадрат і схему містка. Визначимо витрати кожної схеми й найбільш економічний варіант приймемо за основну схему при складанні головної електричної схеми.

Таблиця 5.1 — Розрахункові зв’язки схеми квадрат

Визначимо ймовірність збігу Малюнок 5.1 — Схема квадрат

Розрахунок річної відпустки електроенергії

Річна відпустка електроенергії від підстанції в першу чергу залежить від технологічних характеристик застосовуваного встаткування. Для розрахунків річної відпустки ми використовуємо вихідні дані по параметрах трансформаторів підстанції, відповідно до даного маркувальниці роботою з дисципліни «Електроустаткування електростанцією»

Згідно з вихідними даними до Дипломної роботи, установлена потужність підстанції дорівнює

(6.1),

Основний для розрахунку річної відпустки електроенергії з підстанції є диспетчерський графік електричного навантаження. На практиці він складається на підставі заявок великих споживачів, а також за звітним даними за попередні періоди.

Добовий диспетчерський графік електричного навантаження підстанції

На трансформаторних підстанціях значна частина електроенергії враховується як втрати при холостому ході трансформатора? Nх. х і навантажувальні втрати? Nк.з.

Для створення нових основних фондів необхідні матеріальні, трудові й грошові ресурси. Сукупні витрати цих ресурсів на створення нових або розширення й реконструкцію діючих основних фондів називаються капітальними вкладеннями.

Вони витрачаються на будівельно-монтажні роботи й придбання технологічного встаткування, транспортних засобів, інвентарю й так далі.

Величина капіталовкладень в енергетичні установки і їхню структуру залежать від багатьох факторів: типу встаткування і його потужностей, числа й параметрів установлюваних агрегатів, застосовуваних схем технологічних зв’язків, місцевих умов будівництва й інше. Зі збільшенням потужності установки знижується абсолютна й відносна величина питомих витрат на будівельні роботи, але зростає частка витрат на встаткування і його монтаж.

У роботі розрахунок вартості спорудження підстанції (капітальні витрати) виробляється приблизно, за укрупненими показниками.

Складається перелік устаткування, обумовлений за завданням на Дипломний проект по дисципліні «Електроустаткування електростанцій». Розрахунок капітальних витрат може бути представлений у вигляді таблиці.

Перелік необхідного встаткування й витрати на його придбання

Визначення цін на встаткування виробляється по нормативній вартості, наведеної в довідниках [1], [2], з урахуванням перевідного коефіцієнта в ціни поточного року. Переказний коефіцієнт ураховує вплив інфляції й приймається рівним k = 150.

Загальний розмір капітальних витрат на будівництво підстанції включає також постійну частину витрат по підстанціях, до якої відносять вартість будинку загальне станційного пункту керування, установки постійного струму, компресорної, устаткування власних потреб, трансформаторного й масляного господарства, водопостачання, теплопостачання, дорого, освоєння, планування й озеленення площадки тощо.

Таблиця 6.3 — Загальні капітальні витрати на будівництво підстанції

Після визначення загальних капіталовкладень у будівництво ТП, розрахуємо питомі капіталовкладення по проектованої ТП

(6.11),

У цілому капіталовкладення з ростом потужності підстанцій і встановлюваних на них агрегатів знижуються, тому що загальні капіталовкладення зростаю в меншій мері, чим потужність установки.

6. Розрахунок витрат на зміст устаткування й амортизації

Амортизація — це грошове відшкодування зношування основних виробничих фондів шляхом включення частини їхньої вартості у витрати на випуск продукції, тобто амортизації є грошове вираження фізичного й морального зношування основних виробничих фондів.

Амортизаційні відрахування — це власне джерело фінансування відновлення основних виробничих фондів, величина якого залежить від двох факторів: вартості наявних основних виробничих фондів і норм амортизаційних відрахувань.

Амортизація основних засобів нараховується з урахуванням числа годин використання встановленої потужності станції.

Норми амортизації визначаємо по формулі

.

Згідно виробничим розрахунком, розмір капітальних вкладень складе. Визначимо величину річних амортизаційних відрахувань по формулі

(6.13),

Витрати по поточному ремонті основних засобів включають основну й додаткову заробітну плату (з нарахуваннями) ремонтного персоналу, вартість ремонтних матеріалів і використовуваних запасних частин, вартість послуг сторонніх організацій і допоміжних виробництв.

Розмір витрат розраховується приблизно по наступній формулі

де — коефіцієнт витрат на поточний ремонт у частках від амортизації; для підстанцій із трансформаторами потужністю понад 250 МВА — = 0,3 для інших — = 0,4.

Розрахунок чисельності персоналу й річного фонду зарплати Ефективне використання засобів праці в суспільному виробництві залежить від состава й кваліфікованого рівня кадрів. Персонал ділиться на промислово-виробничу й непромисловий загальна чисельність персоналу становить штати підприємства.

Персонал трансформаторної підстанції включає експлуатаційний і ремонтний персонал. Експлуатаційний персонал постійно перебуває на підстанції й займається оперативним і поточним обслуговуванням. Ремонтний персонал обслуговує підстанцію тільки під час планово-попереджувальних ремонтів, а також при аварійних ситуаціях.

Чисельність експлуатаційного й ремонтного персоналу визначається по нормативах чисельності працівників електроенергетичних підприємств залежно від кількості й складності встаткування на підстанції.

Таблиця — 6.4 Розрахунок встаткування підстанції

Чисельність персоналу, що доводиться на одиницю виробничої потужності підприємства, називається питомою чисельністю або штатним коефіцієнтом. Для підстанції штатний коефіцієнт розраховується як кількість на 1 МВА встановленої потужності.

Після визначення необхідної чисельності персоналу розраховують штатний коефіцієнт по формулі

Заробітна плата є основним джерелом доходу працівників підприємства, тому значною мірою спричиняється рівень їхнього добробуту.

При цьому для підприємства заробітна плата є витратами, які ставляться на собівартість виробленої продукції.

Оплата праці виробляється в погодинній або відрядній формі. На енергетичних підприємствах в основному використовується погодинна форма оплати, що пов’язане з особливостями технологічного процесу. При цій формі оплати праці мірою праці є відпрацьований час, а заробіток нараховується відповідно до окладу за фактично відпрацьований час.

Заробітна плата експлуатаційному персоналу нараховується по почасово-преміальній системі, розмір премії - 40% від окладу, оклад визначається по тарифній сітці з урахуванням розряду працівника, галузевий коефіцієнт — 1,3.

Таблиця 6.5 — Розрахунок витрат на оплату праці

7. Розрахунок річних витрат виробництва й калькуляція собівартості трансформації енергії

Собівартість виробництва на підстанції - це виражені в грошовій формі витрати, прямо або побічно пов’язані із трансформацією електроенергії.

Для визначення собівартості трансформації енергії складемо кошторис витрат на виробництво, у яку включимо основні елементи витрат: зарплату із соціальним податком і відрахуваннями й інші. Розрахунок виробляється по статтях витрат. Перелік статей наведений у таблиці 6.

Таблиця 6.6 — Кошторис витрат на трансформацію електричної енергії

Витрати на втрати енергії в трансформаторах і на власні потреби розраховуються на підставі дані про величину втрат енергії й витрати енергії на власні потреби. На статтю «Інші витрати» відносять витрати по керуванню підстанціями, які складаються із зарплати адміністративно-управлінського персоналу, податків, зборів, витрат по охороні підприємства, витрат по змісту офісних приміщень, оплату послуг сторонніх організацій; витрати по охороні праці й техніку безпеки; витрати по аналізах і випробуванням устаткування, проведеними сторонніми організаціями й так далі. Інші витрати приймаємо в розмірі 25% від суми витрат на заробітну плату, амортизацію й поточний ремонт устаткування по формулі.

8. Техніка безпеки Види й періодичність ремонту Вітчизняні трансформатори прості по конструкції й надійні в роботі. Їхня питома пошкоджуваність у порівнянні з іншими видами встаткування незначна. Однак для усунення неполадок і попередження аварій трансформатори періодично виводять у поточні й капітальний ремонти.

В обсяг поточного ремонту трансформатора входять зовнішній огляд, чищення, усунення виявлених ушкоджень. Перевіряється робота пристроїв регулювання напруги. Оглядається система азотного захисту.

При поточному ремонті трансформаторів звичайно виміряється опір ізоляції обмоток і визначається відношення /? бо" /#i5″. Виміри виконуються за допомогою ме-гаомметра на напругу 2500 У.

Поточні ремонти головних трансформаторів станцій і підстанцій, основних і резервних трансформаторів власних потреб виконуються не рідше 1 рази в рік, якщо зазначені трансформатори постачені РПН, при відсутності РПН — не рідше 1 рази в 2 роки.

При капітальному ремонті виробляються розкриття трансформатора, ретельна перевірка й ремонт всіх його вузлів і випробування.

В умовах експлуатації капітальний ремонт великих трансформаторів виробляється на місці установки із застосуванням інвентарних збірних конструкцій, у трансформаторних вежах, що споруджуються поблизу розподільних пристроїв, на ремонтних площадках машинного залу електростанцій, що мають під'їзні колії від місць установки трансформаторів. Трансформатори невеликої потужності ремонтують у майстерних електричних цехів електростанцій.

Приміщення для ремонту, а також, що споруджуються тимчасово вкриття, повинні надійно захищати трансформатори від влучення пилу й атмосферних опадів. Виконання такелажних робіт жадає від ремонтників особливих знань і навичок. Тому доставку трансформатора на ремонтну площадку, зняття уведень, підйом активної частини й переміщення окремих деталей і вузлів доручають фахівцям-такелажникам.

Капітальний ремонт головних трансформаторів електростанцій і підстанцій, основних трансформаторів власних потреб електростанцій проводять перший раз не пізніше чим через 8 років після включення в експлуатацію з урахуванням результатів профілактичних випробувань, а надалі - у міру необхідності залежно від стану Всі металеві частини електроустановок, що нормально не перебувають під напругою. Але здатні виявитися під напругою через ушкодження ізоляції, повинні надійно з'єднуватися із землею. Таке заземлення називається захисним, тому що його метою є захист обслуговуючого персоналу від небезпечних напруг дотику.

Висновок У даному проекті розглядається підстанція 220/35/6 кВ, де зразкова встаткування: вимикачі, роз'єднувачі, вимірювальні трансформатори струму й напруги, трифазний трансформатор, КРУ на 6 кВ.

На стороні високої напруги 220 кВ застосована схема із чотирма приєднаннями й трьома вимикачами, на середній напрузі 35 кВ застосована схема із двома системами шин з обхідний, на низькій напрузі 6 кВ одна секційна шина. Вимикачі на високій стороні ВГБ — 220, роз'єднувачі РДЗ — 220, трансформатори струму ТВ — 220, трансформатори напруги НКФ — 220 — 58; на середній напрузі вимикачі З — 35, роз'єднувачі РДЗ — 35, трансформатори струму ТФЗМ — 35 — В1, трансформатори напруги ЗНОЛ — 35; на низькій напрузі вимикачі ВВЕ — 10 — 31,5, трансформатори струму ТШЛ — 6, трансформатори напруги НОЛ — 0,8/6. Трифазний трансформатор ТДТН — 25 000/220.

У процесі виконання дипломної роботи був виконаний розрахунок економічної ефективності проектування П/З 220/35/6.

Література

1 Рожкова Л. Д., Козулін В.С., Електроустаткування станцій і підстанцій: Підручник для технікумів. — К., 2003

2 Неклепаєв Б.Н., Гачків К.П., Електрична частина електростанцій і підстанцій: Довідкові матеріали для курсового й дипломного проектування: Навчальний посібник для вузів. — К., 2004

3 Довідник по електропостачанню й електроустаткуванню: в 2 т. / Під ред. О. О. Федорова. Т. 2. Електроустаткування. — К., 2000

4 Федоров А. А., Старкова Л. Е. Навчальний посібник для курсового й дипломного проектування по електропостачанню промислових підприємств. — К., 2000

5 Довідник по проектуванню електроенергетичних систем /Ершевич В.В., Зейлигер А. М., і ін.; під ред. Рокотяна С. С. і Шапиро І.М. — К., 1996

6 Електротехнічний довідник: В 3 т. Т. 3.2 кн. кн. 1. Виробництво й розподіл електричної енергії - К., 1988.

7 Ю. Б. Гук і ін. проектування електричної частини станцій і підстанцій: Учеб. Посібник для вузів. — К., 2007

8 М. Н. Околович. Проектування електричних станцій: Підручник для вузів. — К., 1982.

9 Економіка підприємства: підручник, під ред. Сафронова Н. А. — К., 1991

10 Прузнер С. Л. Економіка, організація й планування енергетичного виробництва: Підручник для технікумів. — К., 1996