Создание электрической подстанции "Шершнёвская" ЗАО "Лукойл-Пермь" (стр. 11 из 12)

3) Проверка одновременности включения контактов масляного выключателя выполняется при напряжении не выше 12В.

4) При работе на трансформаторе тока зажимы вторичных обмоток до полного окончания работ замыкаются накоротко непосредственно на зажимах трансформатора и заземляются; все выводы трансформаторов напряжения закорачиваются и заземляются на все время монтажа.

5) Не допускается прокладка временных ВЛ для освещения, сигнализации и других целей над монтируемыми токоведущими частями открытых РУ.

6) При работах на вновь монтируемых ОРУ спуски от линии электропередач у концевых опор или на вводных порталах закорачиваются и заземляются.

7) При работах в действующем или расширяемом ОРУ, в случае обнаружения соединений с "землей" какой-либо токоведущей части установки, до отключения поврежденного участка, приближаться к месту повреждения на расстояние менее 10 метров для линии до 220кВ, запрещается.

8) При тумане, сильном ветре (>12м/с), приближении грозы и во время грозы все работы по монтажу ОРУ прекращаются.

При ведении пуско-наладочных работ (ПНР) предусматриваются следующие требования /21/:

а) до начала ПНР на РУ все питающие и отходящие к другим подстанциям линий отсоединяются от оборудования, закорачиваются и заземляются;

б) на время производства ПНР закорачиваются и заземляются токоведущие части, на которые может быть подано напряжение путем обратной трансформации, от постороннего источника питания или на них может появиться наведенное напряжение; снимать закорачивающие перемычки и заземление разрешается только на время испытаний и измерений;

в) до начала ПНР на коммутационных аппаратах в целях предотвращения их ошибочного включения или отключения выполняются следующие действия: приводятся в нерабочее состояние пружины коммутационных аппаратов, выключающие грузы или пружины приводов; отключаются рукоятки ручного включения электромагнитных, пружинных и других приводов;

г) не допускается одновременная работа в приводах и на коммутационных аппаратах;

д) при измерении времени включения и отключения коммутационного аппарата применяются меры против подачи, напряжения в первичные цепи;

е) все выводы трансформаторов на время ПНР закорачиваются и заземляются; снимать закорачивающие перемычки и заземления с выводов трансформатора разрешается только на время испытаний и измерений;

ж) не допускается находиться на крыше силового трансформатора во время проверок и измерений, связанных с подачей напряжения;

з) при выполнении работ по наладке трансформаторов на высоте более 1,3м предусматривается выполнение требований § 3,1 /21/.

Подстанция 35/6,3кВ "Шершнёвская" состоит из ОРУ-35кВ и КРУН-6,3кВ, которые эксплуатируются на открытом воздухе и приравниваются к электроустановкам, эксплуатирующимся в особо опасных условиях, так как в зависимости от погоды возможны повышенная температура, проводящий "пол" (открытый сырой грунт) и особая сырость.

Поэтому применяются следующие технические защитные меры:

1. Обеспечение недоступности токоведущих частей.

2. Защитное заземление (см.раздел 2.10).

3. Защитное отключение (см.раздел 2.6).

4. Молниезащитные сооружения (см.раздел 2.9).

4. Экономическая часть

4.1 Технико-экономическое обоснование выбора силовых трансформаторов

По результатам расчетов полученным в специальной части дипломного проекта сумарная расчетная мощность электроприемников месторождения составила = 4245кВА., поэтому возникла необходимость рассмотреть два варианта выбора трансформаторов при двух разных режимах работы.

Для определения экономически целесообразного режима работы трансформаторов и выбора наилучшего варианта установки силовых трансформаторов используем метод срока окупаемости, лет /4/.

К1 и К2 - капитальные вложения по варианту 1 и 2,тыс.руб.;

Сэ1 и Сэ2 - ежегодные эксплуатационные расходы в первом и втором вариантах, тыс. руб/год.

Технические данные трансформаторов вариантов 1 и 2 приведены в табл. 4.1.

Таблица 4.1.

Тип трансформатора	Мощност,	ВН кВ	ННкВ	Потери, кВт		Uк%	I%	Цена,тыс. руб
				DРх	DРк
ТОН	4000	35	6,3	5,7	33,5	7,5	1	85,5
ТМ	6300	35	6,3	8	46,5	7,5	0.9	75,4

Капитальные вложения определяем по выражению:

К=N*Ктр*Км*Ки , где

N- число трансформаторов, шт;

Ктр - стоимость трансформатора, тыс.руб.;

Км - 1.05 - коэффициент расходов на монтаж;

Ки – 14 - принятый коэффициент индексации.

Вариант 1

K1=2*85,5*14*1.05=2513,7(тыс.руб.)

Вариант 2

K2=2*75,4*14*1,05=2216,8(тыс.руб.)

Определяем годовые потери электроэнергии в трансформаторах. Для этого строим годовой график нагрузок, по материалам /I0/. График приведен на рис 4.1.

Расчет годовых потерь электроэнергии в трансформаторах первого и второго варианта производим для каждой ступени графика нагрузок, и сводим в табл.4.2.

Потери мощности в трансформаторах определяем по выражениям:

где

- приведенные потери трансформатора, кВт:

где

- приведенные потери холостого хода трансформатора, учитывающие потери активной мощности в самом трансформаторе и создаваемые им в элементах всей схемы электроснабжения в зависимости от реактивной мощности, потребляемой трансформатором;

Рис 4.1

где

- приведенные потери короткого замыкания;

Кип - коэффициент изменения потерь для трансформаторов, присоединенных непосредственно к шинам подстанции

Кип=0,05кВт/Квар./10/;

K3 - коэффициент загрузки трансформатора;

Qх = Sном.т. * ,квар

- реактивная мощность холостого хода трансформатора;

= Sном * , квар.

- реактивная мощность короткого замыкания трансформатора;

- ток холостого хода трансформатора, %;

- напряжение короткого замыкания трансформатора, % ;

Определяем потери мощности:

Вариант I.

Определяем приведенные потери в одном трансформаторе 6,3MВA:

Определим приведенные потери в параллельно работающих трансформаторах по выражению:

- число параллельно работающих трансформаторов;

Второй вариант:

Приведенные потери в одном трансформаторе:

Приведенные потери в трансформаторах работающих параллельно: