Розвиток електричної мережі ВАТ "Львівобленерго"

Умова перевірки проводів на коронування:

1.07·Е 0.9·Ео,

кВ/см кВ/см- умови коронування задовільняються.

4.5.2 Вибір жорстких шин на стороні НН

Переріз жорстких шин вибираємо так само, як і для гнучких шин, за величиною допустимого струму.

,

де I_мах - максимальне значення струму шини у ремонтному або після-варійному режимі роботи мережі, для сторони НН I_мах = 0,274 (кА) (з табл. 4.2.); І_ДОП - допустимий струм шини з врахуванням поправки на температуру, кА;

Користуючись довідниковими матеріалами [4], для сторони НН підстанції вибираємо однополосні алюмінієві шини прямокутного січення розміром 30Ч4, допустимий струм яких - І_{доп ном} = 365 А.

Виконуємо перерахунок значення допустимого струму до температурних умов даної місцевості:

(А),

де И_0.ном = 25⁰C - номінальна температура навколишнього середовища для шини [5]; И_т.доп = 70⁰С - тривало допустима температура шини [4]; И₀ = 9,9⁰С - середньорічна температура навколишнього середовища даної місцевості.

Перевіряємо вибраний тип шини на відповідність умові:

Умова виконується.

Вибрані шини перевіряємо на термічну і динамічну стійкість.

Перевірка шин на термічну стійкість

Перевірка на термічну стійкість при КЗ виконується відповідно умови:

де И_К - температура шин при нагріванні струмом КЗ; И_К.ДОП - допустима температура нагрівання шин при КЗ, для алюмінієвих шин згідно з [4] - И_К.ДОП = 200 ⁰C.

Для встановлення величини И_К необхідно порахувати температуру провідника в нормальному режимі роботи.

⁰C.

По кривій [5] визначаю величину f_H, яка характеризує тепловий стан провідника до моменту початку КЗ, і рівна f_H = 29 ⁰C.

Визначаю величину f_K, яка характеризує кінцевий стан провідника в режимі КЗ.

де k - коефіцієнт, який враховує опір і ефективну теплоємкість провідника (згідно [5] для алюмінієвих шин k = 0,01054, (мм⁴С/(А²с)); q - переріз шини, для вибраних нами шин рівний (мм²).

По кривих [5] знаючи f_k знаходимо кінцеве значення температури провідника в режимі КЗ, яке рівне И_К = 51 С.

Оскільки И_К = 51 С < И_К.ДОП = 200 C то умова термічної стійкості виконується.

Перевірка шин на динамічну стійкість

Частота власних коливань для алюмінієвих шин визначається за формулою:

,

де l - довжина прогону між ізоляторами, м; J - момент інерції поперечного перерізу шини відносно осі, перпендикулярної до напрямку згинаючої сили, см⁴; q - поперечний переріз шини, см².

З цієї формули визначаємо довжину прогону l за умови, що частота власних коливань буде більша 200 Гц. Для цього знайдемо найбільше значення, яке задовольняє нерівність:

.

Розглянемо випадок, коли шини розміщені «на ребро», як показано на рис. 4.6.



Рис. 4.6 - Схематичне положення жорстких шин «на ребро»

Момент інерції шин розміщених «на ребро» визначається як:

( мм⁴),

де - h = 30 (мм) - висота шини; b = 4 (мм) - ширина шини.

Відповідно визначаємо довжину прогону для даного методу розміщення шин.

(м).

Розглянемо випадок, коли шини розміщені «пластом», як показано на рис. 4.7.

Рис. 4.7 - Схематичне положення жорстких шин «пластом»

Момент інерції шин, розміщених «пластом», визначається як:

( мм⁴),

де - h = 25 (мм) -ширина шини; b = 3 (мм) - висота шини.

Відповідно визначаємо довжину прогону для даного методу розміщення шин.

(м).

З розглянутих випадків вибираємо той, коли шини розміщені „пластом”, бо при цьому більша довжина прогону між ізоляторами. Тобто коли =0.866(м).

Найбільше динамічне зусилля при трифазному КЗ діє на провідник середньої фази. Його розраховують за формулою:

де - коефіцієнт форми, оскільки відстань між сусідніми фазами значно більша від довжини шини по периметру поперечного перерізу, тому ; - значення ударного струму при трифазному короткому замиканні на стороні НН, - відстань між сусідніми фазами [4], м.

Розраховуємо значення згинаючого моменту.

Розраховуємо значення моменту опору шини відносно осі, перпендикулярної до дії зусилля, для випадку розміщення шин в положенні „пластом”, відповідно до рис.4.7.

(м³),

Визначаємо величину напруження в матеріалі шини, що виникає в наслідок дії згинаючого моменту.

(МПа),

Виконуємо перевірку шин за умовою динамічної стійкості:

4.6 Вибір ізоляторів

В розподільних уставах струмоведучі частини відокремлюються від іншого обладнання, конструкцій і персоналу ізоляторами. Жорсткі шини закріплюються на опорних ізоляторах. Вибір опорних ізоляторів на стороні НН виконуємо по номінальній напрузі низької сторони Ї 10 кВ, та перевіряємо по допустимому навантаженню.

За значенням номінальної напруги з каталогових даних [15] вибираємо полімерний ізолятор марки ОНШ-4-80-215-4.

U_РП = 10 кВ = U_{ном.ізол.} = 10 кВ.

Опорний ізолятор відповідає нормам по допустимому навантаженню, якщо виконується умова:

,

де F_розр Ї сила, що діє на ізолятор, Н; F_доп Ї допустиме навантаження на головку ізолятора, Н.

При горизонтальному розміщенні ізоляторів всіх фаз сила, що діє на ізолятор, розраховується як:

(Н).

Допустиме навантаження ізолятора визначається як:

(Н),

де F_руйн = 4000 Ї мінімальне значення згинаючої сили, при якій відбувається руйнація ізолятора [15], Н.

Перевіряємо ізолятор умови механічної міцності:

.

На високій стороні РУ, згідно [5], гнучкі шини приєднуємо до арматури підвісних ізоляторів марки ПС-6-А. Для забезпечення запасу механічної та електричної міцності підвісних ізоляторів, що призначені для жорсткого кріплення гнучких шин, їх кількість вибираємо на одиницю більшу від кількості зазначеної в таблиці [5], а саме 6.

4.7 Вибір трансформаторів власних потреб

Відповідно до вимог [3] на двотрансформаторних підстанціях встановлюються два трансформатори власних потреб з врахуванням резерву по потужності, але не більше 630 (кВА). Трансформатори власних потреб живлять системи різних рівнів відповідальності та з різною тривалістю споживання.

Склад споживачів власних потреб підстанції залежить від типу підстанції, потужності трансформаторів, типу електрообладнання.

Найбільш відповідальними споживачами власних потреб підстанції є оперативні кола, система зв'язку, телемеханіки, система охолодження трансформаторів, аварійне освітлення, система пожежогасіння.

Потужність споживачів власних потреб є невеликою, тому вони приєднуються до мережі 380/220 В, що отримує живлення від понижувальних трансформаторів.

Потужність трансформаторів власних потреб вибирається за навантаженням власних потреб з врахуванням коефіцієнтів завантаження і одночасності.

Основні споживачі власних потреб підстанції наведені в табл. 4.14.

Таблиця 4.14 - Перелік споживачів власних потреб

Вид споживача	Р, кВт	Q, кВар
1	2	3
Охолодження ТМ-4000/35	2х2	-
Пристрій РПН трансформатора ТМ-4000/35	0,5х2	-
Живлення протиконденсатних обігрівачів	3	-
Зарядно-підзарядний агрегат	46	20.3
Зовнішнє освітлення	15	-
Живлення шафи ШОТ	10	9
Постійно ввімкені вимірювальні прилади	2	-
Перетворювальна апаратура для оперативного зв'язку	7.5	2.9
Вентиляцій, обігрів та освітлення ЗРП 10кВ	5	-
Вентиляцій, обігрів та освітлення ЗПК	20
Всього	113,5	32,2

Загальна потужність навантаження споживачів власних потреб

S_нав.вп =

Повна потужність навантаження споживачів власних потреб

де k_п = 0.8 -коефіціент попиту згідно [5].

Вибираємо з [11] два трансформатори власних потреб типу: ТСР-100/10. Параметри трансформаторів власних потреб наведені в табл. 4.15.

Таблиця 4.15 - Параметри трансформаторів ВП

Тип	Sном, кВА	Напруга обмоток, кВ	Втрати, Вт	uк, %	іх,%
		ВН	НН	Рк	Рх
ТСР-100/10	100	10	0,4	1700	440	4	3

Трансформатори власних потреб встановлюємо на кожну секцію шин 10 кВ по одному.

4.8 Вибір акумуляторної батареї

На підстанціях встановлюються акумуляторні батареї, необхідні для живлення кіл керування, сигналізації блокування аварійного освітлення, автоматики.

Згідно норм технологічного проектування [3] понижуючих підстанцій 110-35 кВ на підстанціях з оперативним постійним струмом рекомендується встановлювати одну акумуляторну батарею.

Число основних елементів акумуляторної батареї під'єднаних до шин в режимі постійної підзарядки:

елементи,

де = 230 Ї напруга на шинах ВП, В; = 2,23 Ї напруга на клемах елементів акумуляторної батареї в режимі підзарядки, В.

Кількість елементів акумуляторної батареї в режимі максимального заряду визначається як:

елементів,

де = 2,6 Ї напруга на клемах елементів повністю зарядженої акумуляторної батареї, В.

В режимі аварійного розряду, коли напруга зменшується до 1,75 В, до них підєднується:

елемент ,

де = 1,75 Ї напруга на клемах елементів акумуляторної батареї в режимі аварійного розряду, В.

Необхідною умовою вибору акумуляторної батареї є необхідне значення струму в кінці півгодинного циклу розрядки. В нашому випадку цей струм становить , згідно (5) 25 А.

З каталога (16) вибираю свинцево-кислотну батарею фірми VARTA Vb2305. Її каталожні дані наведені в таблиці 4.16.

Таблиця 4.16 - Параметри акумуляторної батареї

Назва батареї	Ємність,	Струм в кінці 30хв розряду, при , А	Струм в кінці 10 год розряду, при , А
VARTA Vb2305	250	222	25,4

5. ЗАХОДИ З ОХОРОНИ ПРАЦІ

Для забезпечення належного експлуатаційного і санітарно- технічного стану території, будівлі і споруди повинні бути виконані і підтримуватися в справному стані:

- системи відводу поверхневих і ґрунтових вод із всієї території енергопідприємства. Від будівель і споруд (дренажі, канави, водовідвідні канали);

- глушники шуму вихлопних трубопроводів, а також інші улаштування і споруди, призначені для локалізації джерел шуму і зниження його рівня до норми;

- мережі водопроводу, каналізації, дренажі, теплофікації, транспортні, газові і рідкого палива;

- джерела питної води, водоймища і санітарні зони, дороги, пожежні переїзди, під'їзди до пожежних гідрантів, водойм і градирень, мости, пішохідні дороги, переходи і інші;

- комплекс інженерно-технічних засобів охорони;

- системи блискавковідводів і заземлення.

5.1 Конструктивне виконання та розрахунок заземлюючих пристроїв

Всі металеві частини електроустановок, які в нормальному режимі роботи не знаходяться під напругою в результаті пошкодження ізоляції, необхідно надійно з'єднати із землею. Таке заземлення є захисним, оскільки його метою є захист обслуговуючого персоналу від небезпечної напруги дотику. Заземлення обов'язкове для всіх електроустановок напругою вище 500 В. В електричних злагодах заземлюються: корпуси електричних машин, трансформаторів, апаратів, вторинні обмотки трансформаторів струму, приводи електричних апаратів, каркаси розподільчих щитів, пультів і тд.

Заземлюючі пристрої для установки 35 кВ і вище виконують із вертикальних заземлювачів, з'єднувальних смуг, смуг прокладання вздовж рядів обладнання і вирівнюючих смуг прокладання в поперечному напрямі, які складають заземлюючу сітку.

Згідно ПУЕ [6] розрахунок заземлюючих пристроїв в мережах 35 кВ і вище проводиться по допустимому опорі заземлення Rз=0.5 Ом.

Виконуємо загальне заземлення для всієї площі території підстанції, площа якої становить 70 х 50 м.

Для часу t =0.2 с допустима напруга дотику U_дот. = 400 В[4].Для підстанції довжина горизонтальних полос заземлення становить:

При а = 5 м, довжина вертикального заземлювача L`_в=5м; t =0.7; S_пс.= 3500 м.

Розрахункові опори верхнього та нижнього шарів землі (грунт - глина) згідно [4] с₂=60 Ом•м; с₁= с₂?К_с=60?2=120 Ом•м, де К_с=2 для горизонтальних електродів.

М = 0.62 при відношенні с₁/с₂ = 2 згідно [4].

Товщина верхнього шару землі h₁ = 2 м. Коефіціент дотику:

де b - коефіцієнт, що визначається в залежності від опору тіла людини

b = R_л/(R_л+R_с) = 1000/(1000+1.5•500) = 0.57;

Потенціал на заземлювачі U_з = U_пр.доп/К_п = 400/0.145 = 2758,62 В, отже напруга на заземлювач U_з є в допустимих межах, тобто менша 10 кВ.

Розрахунковий струм замикання на землю:

Із =Іпо=3054 A

де І_по - значення струму на шинах ВН підстанції під час однофазного короткого замикання.

Допустимий опір заземлючого пристрою:

R_з.доп. =U_з./І_з. = 2758.62/3054 = 0,903 Ом.

Діючий план заземлюючого пристрою перетворюємо в квадратну розрахункову модель:

Визначаємо число комірок на стороні квадрату:

m = ,

де Lg - довжина горизонтальних полос заземлення.

, приймаємо m = 7

Довжина кола в розрахунковій моделі:

Lg =

Lg =

Довжина сторін комірки:

Число вертикальних заземлювачів по периметру контура при умові a/L_в=1:

=48 штук.

Загальна довжина вертикальних заземлювачів:

Відносна глибина:

, тоді



Згідно [2] для с₁/с₂ = 2, a/L_в=1;

визначаємо с_е/ с₂ = 1,1,тоді с_е =1.1 • с₂ = 1.1•60 = 66 Ом •м.

Визначаємо загальний опір заземлювача підстанції:

?с_e/ с_е/(L_г+L_b) = Ом.

Напруга дотику:

U_дот.=K_п•І_з•R_з=3054?0.145 ?0.467 = 206.802 В.

Отже: R_з = 0.467 Ом < R_з.доп. = 0,903 Ом,

U_дот. = 206.802 В < U_{дот.доп.} = 400 В.

Розрахунок заземлення виконано правильно.

5.2 Розробка та конструктивне виконання пристроїв грозозахисту

Під час прямих ударів блискавки в обладнання підстанції виникають великі перенапруги, які пошкоджують ізоляцію електричних апаратів і можуть призвести до їх руйнування. Для запобігання цього, необхідно щоб вся територія підстанції була надійно захищена від прямих ударів блискавки. Грозозахист виконують за допомогою стержневих вертикальних блискавковідводів із врахуванням зон їх захисту. Вся територія підстанції повинна знаходитися в зоні дії захисту.

Загальна площа підстанції м, відстані між блискавковідводами за довжиною і шириною становлять : L_ш = 40 м , L_д = 55м .

Розраховуючи блискавкозахист приймаємо, що висота об'єкту на всій території підстанції становить 11,5 м. Приймаємо висоту порталу рівною

Оскільки висота порталу рівна 11,5 м, то висота захисту блискавковідводів повинна становити:

; (5.1)

Якщо h 30 м,тоді розрахунок проводимо за формулами:

; (5.2)

. (5.3)

Вибираємо висоту блискавковідводу рівною м.

Перераховуємо величину :

- за довжиною ;

- за шириною .

м;

м.

приймаємо приблизно рівною 15 м.

Активна висота блискавковідводу становить:

Знаходимо радіус взаємоекрануючої дії для блискавковідводів. За графіком [21] за відомими L/hа та /h визначаємо відношення /(2?):

- за довжиною /(2?)=0.75;

- за шириною /(2?)=0.87;

Визначаємо радіус захисту:



Для того, щоб весь простір між блискавковідводами був захищений потрібно щоб виконувалась умова:

,

де D - велика діагональ чотирикутника з блискавковідводами в його вершинах.

Умова виконується.

6. Заходи по забезпеченню безпеки функціонування підстанції

6.1 Відкриті розподільчі пристрої підстанції

При встановленні РП на відкритому повітрі необхідно дотримуватися вимог, які наведені нижче:

Пристрій повинен бути розміщений на площадці висотою не менше 0,2 м від рівня планування і повинен мати конструкцію, що відповідає умовам навколишнього середовища. В районі, де спостерігаються снігові заноси висотою 1 метр та вище, шафи необхідно встановлювати на підвищених фундаментах.

у відповідності з вимогами, в шафах необхідний місцевий підігрів для забезпечення нормальної роботи вимірних приладів і приладів обміну.

Розміщення РП підстанцій, генеральний план і інженерна підготовка території та захист їх від затоплення, зсувів виконане у відповідності з вимогами БН і П Держбуду.

Територія ПС зовні відгороджена огорожею висота якої 1,7 м та обладнана електричним освітленням. Освітлення в свою чергу, встановлене таким чином, щоб можна було її безпечно обслуговувати.

Забезпечується відстань між розподільчим пристроями і деревами, висота яких вище 4 м, таким чином, щоб не допускати пошкодження обладнання під час падіння дерев.

експлуатація підстанції може проходити у випадку виникнення стихійних лих чи надзвичайних ситуацій (ураган, землетруси, повені, пожежі, аварії чи катастрофи на розташованих поруч підприємствах).

Внаслідок стихійних лих на ПС можуть діяти різні вражаючі фактори і надлишковий тиск повітря (ударна хвиля), вогонь та багато інших. При цьому обладнання може вийти з ладу. При дії сильного вітру чи ударної хвилі можуть бути пошкоджені ПЛ, які підходять до ПС, вийти з ладу автоматика, комутаційна апаратура, виникнути розриви в кабельному господарстві. Також внаслідок ударної хвилі можуть пошкодитись трансформатори та інше оливонаповнене обладнання, що в свою чергу може привести до виникнення пожежі.

Трансформатори, для зменшення нагріву прямими променями сонця, пофарбовані у світлий колір, фарбами стійкими до атмосферних впливів і виливів олій.

Вібрація від землетрусу може призвести до розгерметизації трансформатора, що приводить до витоку олії з системи охолодження трансформатора.

Згідно БН і П на підстанції не передбачається проведення спеціальних антисейсмічних заходів, оскільки для району, де розташована підстанція вихідна нормативна бальність землетрусу не перевищує 6-ти балів. Тому будівництво виконане у звичайному несейсмічному варіанті.

Для зменшення пожежонебезпеки проводять заходи, що зменшують можливість витікання олії. На трансформаторах та іншому відповідному устаткуванні встановлена апаратура, яка дозволяє отримувати об'єктивну інформацію про стан даного обладнання. До таких пристроїв відносяться теплові реле для визначення температури олії та обмоток, вібродатчики та інші пристрої.

Під трансформаторами побудовані спеціальні ями, заповнені щебенем для аварійного зливу олії, від яких відходять бетонні колектори до олієзбірника, який розрахований на 80% олії трансформаторів. Олієприймач заповнений гравієм, щоб загасити полум'я горючої олії у випадку його пошкодження. Блочні трансформатори укріпленні бетонними перегородками для запобігання пошкодження сусіднього трансформатора та інших апаратів.

Альтернативні споруди знаходяться на певній відстані від приміщень олійного господарства та від відкритих розподільних злагод.

Підвищення стійкості системи енергозабезпечення досягається проведенням, як загальноміських, так і об'єктових інженерно-технічних заходів.

Створюються дублюючі джерела електроенергії, газу і води шляхом прокладання декількох підвідних електро-, газо-, водопостачальних комунікацій.

Для нормальної та безперебійної роботи ПС здійснюються заходи укриття і підсилення конструкцій. При монтажі і реконструкції встановлені захисти, які при короткому замиканні і при перенапругах вимикають пошкоджені ділянки.

На трансформаторах встановлено диференційний захист від короткого замикання, захист від перевантажень, захист від замикань на землю, газовий захист та автоматика, яка запобігає виникненню аварій, а при її виникненні локалізує пошкодження, викликане нею. Окремо встановлюється релейний захист вводів трансформаторів, а також шин від міжфазних замикань, перевантажень і замикань на землю.

На ЛЕП встановлені такі захисти: триступеневий дистанційний, від міжфазних замикань, чотирьохступеневий струмовий, від замикань на землю.

6.2 Захист від перенапруг

В літній грозовий період значно збільшується ймовірність дії грозових атмосферних електричних розрядів блискавки. Тому на ПС «Добромиль-14» встановлені блискавковідводи, які захищають обладнання від прямих ударів блискавки і її вторинних проявів електростатичної і електромагнітної дії. Блискавка може вдарити в опору, трос, може проривати тросовий захист, в обладнання відкритих РП, в спорудженій ПС, тому що число грозових годин в даному районі в році більше 5-ти.

Грозозахист включає комплекс заходів та пристроїв, призначених для забезпечення безпеки людей, безпеки будівель, споруд, обладнання та матеріалів від вибуху, пожеж та руйнування, які можливі при дії блискавки.

В результаті прямих ударів блискавки і руйнування ізоляції електрообладнання виникає пожежа, що характерно для олійних апаратів.

У зв'язку з цим захист електрообладнання підстанцій від прямих ударів блискавки (блискавковідводи) встановлені на порталах, прожекторних щоглах.

На підстанції встановлено групу поодиноких стержневих блискавковідводів, зони захисту, яких перекриваються і захищають всю території підстанції від випадкового попадання блискавки в обладнання та приміщення, а також захисне заземлення всієї апаратури, яка знаходиться на її території. Вздовж ліній електропередач встановлені блискавкозахисні троси.

На підході до ПС на ЛЕП встановлюються обмежувачі перенапруги нелінійні, які під час поширення хвиль перенапруг з великою амплітудою, будуть спрацьовувати і зрізати цю хвилю.

6.3 Організація рятувальних і інших невідкладних робіт

Рятувальні роботи включають: розвідку району лиха і осередку

ураження; маршруту висування формувань для проведення робіт;

Відімкнення електронебезпечних частин, локалізацію та ліквідацію пожеж на шляху введення рятувальних формувань і на об'єктах рятувальних робіт; розшуки і рятування людей, які знаходяться в завалених сховищах, підвалах, завалах, палаючих, загазованих, задимлених, або затоплених будинках і виробничих приміщеннях; розкриття розвалених, пошкоджених і завалених захисних споруд і рятування людей, які знаходяться в них; надання першої медичної допомоги потерпілим; винесення потерпілих і евакуація із осередку ураження, небезпечних зон у безпечний район; санітарну обробку людей, ветеринарну обробку сільськогосподарських тварин, знезаражування території, будівель, споруд, продовольства, води, техніки.

Одночасно або перед рятувальними роботами необхідно виконати інші

невідкладні роботи. Наприклад, для того, щоб підвести людей і техніку,

необхідно розчистити завалені проїзди, навести переправи, подати воду для

гасіння пожеж тощо.

Відповідальність за підтримання повсякденної готовності формувань ЦО (цивільної оборони)

до негайного виконання завдань, підготовку, дисципліну особового складу,

збереження транспорту, техніки і майна несе командир формувань ЦО. Він

організовує проведення РІНР (рятувальні та інші невідкладні роботи)в районі робіт.

- З одержанням наказу на виконання РІНР, командир формування ЦО працює в такій послідовності:

- усвідомлює поставлене завдання, при необхідності дає попередні розпорядження;

- оцінює ситуацію;

- приймає рішення;

- віддає наказ;

- організує управління і взаємодію.

З отриманням сигналу оповіщення командир формування ЦО зобов'язаний:

- в найкоротший час прибути до місця збору;

- доповісти начальнику ЦО ОГД або начальнику штабу ЦО про прибуття;

- уточнити получене завдання;

- задіяти схему оповіщення особового складу.

РІНР неможливо провести в короткі строки без використання техніки.

Для цього можна залучати різну техніку, яка є в народному господарстві або на об'єктах району. Наявну техніку залежно від виду робіт можна розділити на групи:

- екскаватори, трактори, бульдозери, крани, самоскиди, домкрати, лебідки - для розчищення завалів, піднімання і переміщення вантажів, конструкцій будівель і споруд;

- пневматичні машини - відбійні молотки, бурильні інструменти - для подрібнення завалених конструкцій, будівель, пробивання отворів з метою подання повітря або виведення потерпілих;

- електро- та газозварювальні апарати - для розрізання металевих конструкцій;

- авторемонтні майстерні, станції обслуговування, заправники паливом, агрегати - для освітлення, ремонту і обслуговування техніки, залученої для проведення рятувальних робіт;

- насоси, мотопили, пожежні машини, поливні машини - для гасіння пожеж і відкачування води;

- автомобілі вантажні, автобуси, інші транспортні засоби, кінний транспорт - для евакуації потерпілих людей і тварин із небезпечної зони.

Виконання всього комплексу заходів при організації та проведенні РІНР дозволить уникнути втрати людей, зберегти працездатність особового складу формувань ЦО, а це буде сприяти своєчасному виконанню поставленого завдання. Тверді знання кожним громадянином своїх обов'язків і готовність до вмілих дій в умовах застосування ЗМУ дозволяють прийняти необхідні заходи і зберегти своє життя і життя інших людей.

7. ОРГАНІЗАЦІЙНО-ЕКОНОМІЧНА ЧАСТИНА

В даному розділі наводиться розрахунок основних економічних показників. Організаційно-економічна частина складається з наступних пунктів:

1. Планування основного виробництва.

2. Планування праці і заробітної плати.

3. Планування витрат на технічне обслуговування електричних мереж.

4. Планування прибутку підприємства.

7.1 Планування основного виробництва

7.1.1 Розрахунок втрат потужності і електроенергії

Вихідними даними для розрахунку втрат потужності в трансформаторах понижувальних підстанцій і лінія передач мережного району є технічні характеристики ЛЕП, трансформаторів, дані про перетоки потужності по лініях електропередач і максимальні навантаження понижувальних підстанцій.

Втрати електроенергії визначаються для кожної лінії електропередач і трансформаторів з врахуванням фактичного часу роботи обладнання протягом року, що розрахований при складанні плану ремонтів основного обладнання

W = Рconst Троб + Рva,

де Р_const, Р_var - відповідно втрати потужності постійні і змінні, МВт;

Т_роб - фактичний час роботи обладнання протягом року, год;

7.1.2 Планування передачі електроенергії. Складання електробалансу мережного району

Планування виробничої програми і складання електробалансу району мереж включає в себе визначення корисного відпуску електроенергії споживачам з шин кожної підстанції, що входить до складу району мереж, а оскільки в даній мережі відсутня електростанція, то всю необхідну електроенергію отримуємо від енергосистеми.

Таблиця 7.1 - Баланс електроенергії в мережі

Прихід	Витрати
	млн. кВтгод	відсотки до підсумку		млн. кВтгод	відсотки до підсумку
1. Отримання електроенергії від енергосистеми	46,683	100	1. Відпуск електроенергії споживачам з шин підстанції	45,836	98,152
			2. Втрати електроенергії в ЛЕП і трансформаторах	0,847	1,848
Всього:	46,683	100	Всього:	46,683	100

7.2 Планування праці і заробітної плати

Розрахунок чисельності персоналу підприємств електричних мереж проводиться на основі нормативів чисельності, що затверджені Міністерством енергетики та електрифікації України.

Персонал електричних мереж включає:

 чисельність персоналу з ремонту, технічного і оперативного обслуговування підстанцій 35 кВ і вище;

 чисельність персоналу з ремонту, технічного і оперативного обслуговування повітряних ліній електропередач;

 чисельність персоналу з ремонту, технічного і оперативного обслуговування РП;

 чисельність персоналу з ремонту і технічного обслуговування кабельних ліній;

 чисельність персоналу з функціями розподілу та контролю;

 чисельність персоналу енергоінспекції;

 чисельність персоналу з ремонту, технічного релейного захисту, автоматики, проведення електровимірів;

 чисельність персоналу з оперативно-диспетчерського управління;

 чисельність персоналу з загального керівництва.

Виходячи з нормативів чисельності, визначається розрахункова чисельність персоналу підприємства електричних мереж.

Розрахунок чисельності персоналу з ремонту, технічного і оперативного обслуговування підстанції, а також ліній електропередач заносимо в табл. 7.2.

Таблиця 7.2 - Розрахунок чисельності персоналу

Найменування елементів мережі	Одиниця виміру	Кількість улаштувань	Нормативна чисельність	Розрахункова чисельність
1	2	3	4	5
1. Підстанція:  силові тр-ри 35 кВ  вакуумні вимикачі 35 кВ  вакуумні вимикачі 10 кВ	100 ул.	2 7 6	6 8 -	0,75 0,56 -
Лінії електропередачі 35 кВ	100 км	33	2	0,52
3. Пристрої релейного захисту і автоматики	-	-	-	1
4. Оперативно-диспетчерське управління	-	-	-	4
5. Загальне керівництво	-	-	-	1
Всього:				1.83+6

Визначена сумарна чисельність персоналу підприємства коректується за допомогою коефіцієнту k = 1,05, що враховує умови експлуатації. Посадові оклади керівників, спеціалістів та службовців залежать від того, до якої групи з оплати праці віднесено підприємство електричних мереж.

ПС «Добромиль-14» буде входити у ПЕМ, яке відноситься до ІІІ групи з оплати праці.

На основі вибраної організаційної структури і розрахованої чисельності робочих, ІТП складаємо штатний розпис підстанції у вигляді табл. 7.3.

Таблиця 7.3 - Штатний розпис підстанції

№ з/п	Посада	Чисельність, чол	Посадовий оклад, грн
1.	Майстер	1	980
2.	Оперативно-диспетчерська служба -диспетчери	4	1280
3.	Ремонт та технічне обслуговування пристроїв РЗ та телемеханіки - монтер	2	700
4.	Персонал з ремонту та технічного обслуговування ПС і ЛЕП ІІІ розряд ІV розряд V розряд	1 1 1	640 700 820
5.	Загальне керівництво - інженер	1	1400

У відповідності із встановленими посадовими окладами та тарифними ставками в табл. 7.4 розрахуємо фонд оплати праці.

Оплата праці та матеріальне стимулювання керівників структурних одиниць, філій, представників, що входять до складу державних компаній, підприємств та організацій Міненерго проводиться відповідно до галузевої угоди між Міненерго України і Центральним комітетом профспілки працівників енергетики та електротехнічної промисловості і колективного договору підприємства.

Працівникам галузі встановлюються наступні доплати:

 за роботу у важких і шкідливих умовах; 

 за роботу у багатозмінному режимі;

 за керівництво бригадою;

 за класність водіям;

 за стаж роботи.

та надбавки:

 за високу професійну майстерність;

 за високі досягнення в науці;

 за виконання особливо важкої роботи за певний термін.

За конкретні результати роботи працівникам виробничої сфери встановлюється премія.

Середня місячна заробітна праця розраховується за формулою:

де ФОП - нарахування до річного фонду оплати праці, тис.грн;

п - кількість працівників, чол.

7.3 Планування витрат на технічне обслуговування електричних мереж

В ринкових умовах ціна товару визначається попитом і пропозицією. Але електричні мережі є природним монополістом, тому держава повинна контролювати та стримувати зростання цін на послуги електричних мереж. Мережна складова (за магістральними і розподільними мережами) в середньому відпускному тарифі для споживачів займає 25%.

Тому при визначені цін на послуги електричних мереж необхідно планувати мінімальні або «нормативні» витрати на технічне обслуговування електричних мереж, що визначаються параметрами електричних мереж (довжина ліній електропередачі різної напруги, кількість, потужність, напруга трансформаторних підстанцій), чинним законодавством України та чинними нормативними документами, за якими регламентується обсяг робіт з технічного обслуговування електричних мереж.

Річні експлуатаційні витрати на технчне обслуговування електричних мереж включають в себе наступні економічні елементи:

 матеріальні витрати - В_м;

 витрати на оплату праці - В_оп;

 відрахування на соціальні заходи - В_с.з;

 амортизаційні відрахування - В_ам;

 інші витрати - В_ін.

7.3.1 Амортизаційні відрахування

Амортизаційні відрахування розраховуємо в табл. 7.5 за балансової вартості основних фондів та діючих норм амортизації. 

Балансова вартість основних фондів для ЛЕП

де Ц_і - ціна одного кілометра ЛЕП, тис.грн;

Ц = 62,5 тис.грн - для проводу АС-70/11 (одноколові на залізобетонних опорах);

Тому

К_ЛЕП = 62,5  6,68 + 62,5  15,74 = 1401,25 тис.грн.

Балансова вартість основних фондів для підстанції «Добромиль-14»

де К_тр - капіталовкладення в трансформатори, тис.грн;

К_вим - капіталовкладення у вимикачі, тис.грн;

К_пост - постійна частина витрат, тис.грн;

К_БСК - капіталовкладення в БСК, тис.грн.

Отримаємо:

К_тр = 2  К_{тр.(4 МВА)} = 2  350 = 700 тис.грн. 

К_вим = 7  К_{вим.(35 кВ)} = 7  126 = 882 тис.грн. 

К_пост = 926 тис.грн.

К_БСК = 0 - БСК не встановлюємо.

Звідси:

К_ПС = 700+ 882 +926 =2508 тис.грн.

Отримані результати зводимо в табл. 7.5.

Таблиця 7.4

Найменування елементів електричних мереж	Балансова вартість, тис.грн.	Норма амортизаційних відрахувань, %	Річні амортизаційні відрахування, тис.грн.
Лінії електропересилання	1401,25	5	70,063
Підстанція «Добромиль-14»	2508	15	376,2
Всього:	3909,25		446,263

Згідно закону про оподаткування підприємств, амортизаційні відрахування відносяться на витрати виробництва з коефіцієнтом 0,8.

7.3.2 Матеріальні витрати

До матеріальних витрат відносяться витрати на обслуговування виробничого процесу.

У розрахунках величину матеріальних витрат можна прийняти в розмірі 1,2% для ЛЕП і 2,4% для ПС (від балансової вартості основних фондів).

7.3.3 Витрати на оплату праці

Витрати на оплату праці розраховані і приведені в табл. 7.4.

7.3.4 Відрахування на соціальні заходи

Відрахування на соціальні заходи включають в себе:

 відрахування на державне соціальне страхування - 4% від фонду оплати праці;

 відрахування до фонду сприяння зайнятості населення - 1,5% від фонду оплати праці;

 відрахування до пенсійного фонду - 32% від ФОП.

7.3.5 Інші відрахування

Інші витрати включають в себе:

 платіжні страхування тайна підприємства.

Для ЛЕП - 0,3% від балансної вартості ЛЕП;

Для ПС - 0,4% від балансної вартості ПС.

В_ст = 0,003  1401,25 + 0,004  2508 = 14,236 тис.грн.

 витрати на оплату відсотків за короткотермінові банківські кредити:

де - місячна ставка короткотермінового банківського кредиту, % (60%);

t - термін кредитування, нормативний термін кредиту - 2 місяці;

п - кількість звернень за кредитом в рік, приймаємо 2 рази;

к - розмір кредиту, приймаємо за нормативний 25% від щомісячних витрат на оплату праці, тис. грн.

 витрати на відродження плануються у відсотках від витрат на оплату праці - 1%.

Ввідр=0,0177.007=0.708 тис. грн.

 оплата послуг зв'язку.

Включає оплату за користування прямим виходом на вузол зв'язку (телефон) міністерства зв'язку України, оплату за міжміські телефонні розмови, оплату поштових відправлень і за точки радіомовлення.

Взв=103,3+10000,24+10000,12+283+5000,5=0,727 тис. грн.

 комунальний податок.

Зараховується до буджету місцевого самоврядування в розмірах, що не перевищують 10% річного фонду оплати праці, обчисленого у співвідношенні з розміром неоподаткованого мінімуму доходів громадян і визначається як:

ЧП,

де  - неоподаткований мінімум доходів громадян, грн (17 грн);

ЧП - чисельність працюючих на підприємстві, чол.

Вк.п=0,112179=0,1836 тис. грн.

 відрахування на будівництво, реконструкцію та управління автомобільних доріг загального користуваня, до фонду охорони праці, до державного галузевого іноваційного фонду та оплата послуг банків планується за встановленими законодавством нормами.

Вбуд=0,5 тис. грн.

Таким чином, інші витрати складатимуть:

Вінші=9,501+1,9+0,727+0,1836+0,5=12,811 тис. грн.

Значення запланованих витрат зводимо у плановий кошторис витрат на технічне обслуговування електричних мереж (табл.7.5).

Таблиця 7.5

№ з/п	Елемент витрат	Величина, тис. грн.	Структура витрат
1.	Матеріальні витрати	77.007	10,83
2.	Виплати на оплату праці	45.223	36,84
3.	Відрахування на соціальні заходи	26.887	13,81
4.	Амортизаційні відрахування	446.263	36,04
5.	Інші витрати	9.14	2,48
	Всього:	627.154	100

7.4 Планування прибутку підприємства

 Визначаємо площу землі, яка використовується.

Площп ПС «Добромиль-14» 35/10 кВ - 0,7 га.

Площа ЛЕП 35 кВ

Сумарна площа зайнятої землі складає:

S=0,7+0,792=1,492 га.
За	50%	землі сплачується податок
	30%	землі сплачується податок
	20%	землі сплачується податок

Отже, сумарна величина податку на землю

Пз=0,51,49211,85+0,313,051,492+0,21,49220,9=0,0209 тис. грн.

 Податок з власників транспортних засобів складає 0,35% від вартості транспортних засобів.

Вартість транспортних засобів 18 тис. грн.

 Чистий прибуток.

За базовий рівень рентабельності доцільно прийняти 25-30%, тоді чистий прибуток

Пч=0,3В,

де В - сумарні річні експлуатаційні витрати, тис. грн.

Пч=0,3627.584=204.23 тис. грн.,

 Податок на прибуток.

Ставка податку на прибуток становить 30%.

Пприб=0,3 Пч,
Пприб=0,3204.23=65.204 тис. грн.,

 Балансовий прибуток.

Це прибуток підприємства від реалізації послуг з обслуговування електричних мереж та передачі ними електричної енергії. Визначається за формулою:

Пб= Пз+Пв.т.з+Пч,

де Н_п - ставка податку на прибуток.

На основі планових витрат на передачу та перерозподіл електроенергії визхначається тариф на передачу 1 кВтгод електроенергії. Розрахунок тарифу на передачу електроенергії приводимо в табл. 7.6.

Таблиця 7.6

№ з/п	Показник	Одиниця виміру	Величина
1.	Всього витрат на технічне обслуговування електричних мереж	тис. грн.	625,24
2.	Чистий прибуток	тис. грн.	204.23
3.	Податок на прибуток	тис. грн.	65.204
4.	Податок на землю	тис. грн.	0,0209
5.	Податок на власників транспортних засобів	тис. грн.	0,07
6.	Балансовий прибуток	тис. грн.	209.28
7.	Виручка від реалізації послуг	тис. грн.	918,624
8.	Мережна складова тарифу	.	0,489

Підсумкові розрахунки оформляємо у вигляді зведених техніко-економічних показників.

Таблиця 7.7

№ з/п	Показник	Одиниця виміру	Величина
1.	Кількість електроенергії, що поступила в район	кВтгод	91156540
2.	Відпуск електроенергії з шин ПС	кВтгод	88400000
3.	Технологічні витрати електричної енергії	кВтгод	1276540
4.	Те ж у відсотках	%	1,44
5.	Собівартість передачі електроенергії		1,596
6.	Мережна складова тарифа		0,489
7.	Середньомісячна заробітна плата одного працюючого	грн	1760
8.	Питомі капіталовкладення на 1 кВт встановленої трансформаторної потужності		42
9.	Питомі капіталовкладення на 1 км ЛЕП 35кВ		37,3

ЛІТЕРАТУРА

Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. - 2-е изд. - М.: Энергия, 1987.

Методичні вказівки до курсового проекту з курсу «Електричні системи» для студентів спеціальностей 0301, 0302 / Укл. І.О. Сабадаш, Б.М. Кінаш - Львів: ЛПІ, 1985.

Норми технологічного проектування підстанцій змінного струму з вищою напругою 35-750 кВ. ГКД.341.004.001-94. Міністерство енергетики і електрифікації України. Київ. 1994 р.

Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебн. пособие для вузов. - 4-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - 2-е изд., перераб. - М.: Энергия, 1980.

Правила устройства электроустановок. / Минэнерго СССР. - 6-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

«Виключатели колонковые элегазовые АББ» - Справочник покупателя. Издание 2, 2004-02.

«АББ Измерительние трансформаторы» - Справочник покупателя. Издание 4.1, 2006-02.

Каталог роз'єднувачів фірми ABB Швеція.

Руководство по эксплуатации SIEMENS 3AF01. Открытый вакуумный силовой выключатель.

Каталог продукції ВАТ «Рівненський завод високовольтної апаратури».

Каталог продукції ВАТ «Запорізький трансформаторний завод».

Каталог ОПН фірми SIEMENS.

Гук Ю.Б., Кантан В.В., Петрова С.С. Проектирование электрической части станций и подстанций: Учеб. Пособие для вузов. - Л.: Энергоатомиздат. Ленинград. Отд-ние, 1985. - 312 с.

Каталог «Ізолятори полімерні опорні для електричних апаратів, електрообладнання та розподільчих злагод зовнішнього виконання на напругу 10-35кВ».

Каталог продукції фірми «VARTA».

Каталог «Разьединители серии РГ» ЗАО «Завод електротехнического оборудования».

Руководство по эксплуатации «Опоры шинные типа ШОП на напряжение 35,110 и 220кВ» ЗАО «Завод електротехнического оборудования».

Наказ Міненерго України. №92 від 13.08.92р. "Про затвердження нормативів чисельності персоналу підприємств електричних мереж".

Наказ Міненерго України №18-Т від 04.03.96р, "Про затвердження порядку організації оплати праці і матеріального заохочення працівників галузі".

Инструкция по устройству молниезащиты зданий й сооружений РД.34.21.122-87 М.: Энергоатомиздат, 1989.

Додаток А

Стартовий режим

N узла U кB фаза град Р МВт Q Mвар Рg МВт Qg Мвар

100 37.800 -0.000 0.000 0.000 4.217 3.026

200 37.800 -0.000 0.000 0.000 3.889 3.999

1 36.370 -0.612 0.000 0.000 0.000 0.000

11 10.554 -3.124 1.897 0.998 0.000 0.000

13 10.746 -1.847 1.299 0.699 0.000 0.000

2 36.272 -0.671 0.000 0.000 0.000 0.000

21 10.523 -3.197 1.896 0.998 0.000 0.000

23 10.716 -1.911 1.298 0.699 0.000 0.000

3 36.955 -0.440 0.000 0.000 0.000 0.000

31 10.830 -1.773 0.700 0.500 0.000 0.000

33 10.830 -1.773 0.700 0.500 0.000 0.000

Ветвь пар.ток kА Р нач.МВт Q нач.Мвар Р кон.МВт Q кон.Мвар Рк МВт Qс Mвар

100 1 0 0.07 4.217 2.444 4.082 2.308 -0.000 0.000

1 2 0 0.01 0.856 0.387 0.855 0.385 -0.000 -0.000

2 3 0 0.04 -2.371 -1.537 -2.409 -1.575 0.000 0.000

3 200 0 0.07 -3.823 -2.678 -3.889 -2.769 0.000 0.000

1 11 0 0.04 1.918 1.143 1.897 0.998 0.004 -0.026

1 13 0 0.02 1.308 0.778 1.299 0.699 0.005 -0.040

2 21 0 0.04 1.917 1.144 1.896 0.998 0.004 -0.026

2 23 0 0.02 1.308 0.778 1.298 0.699 0.005 -0.039

3 31 0 0.01 0.707 0.551 0.700 0.500 0.003 -0.023

3 33 0 0.01 0.707 0.551 0.700 0.500 0.003 -0.023

Частота - 50.00000 Гц

Суммарная генерация

8.106-активная 7.026-реактивная

Суммарная нагрузка

7.789-активная 4.394-реактивная

0.000-акт.синх.двиг. 0.000-реак.СД и КБ

Суммарные потери продольные

0.293-активные 0.641-реактивные отери поперечные

0.024-в шунтах 0.178-реактивные

0.000-на корону

Додаток Б

Максимальний режим

N узла U кB фаза град Р МВт Q Mвар Рg МВт Qg Мвар

100 37.800 -0.000 0.000 0.000 4.773 3.026

200 37.800 -0.000 0.000 0.000 4.407 3.999

1 36.185 -0.700 0.000 0.000 0.000 0.000

11 10.496 -3.238 1.896 0.997 0.000 0.000

13 10.690 -1.948 1.298 0.699 0.000 0.000

2 36.024 -0.792 0.000 0.000 0.000 0.000

21 10.539 -2.847 2.096 1.097 0.000 0.000

23 10.539 -2.847 2.096 1.097 0.000 0.000

3 36.847 -0.506 0.000 0.000 0.000 0.000

31 10.797 -1.847 0.699 0.500 0.000 0.000

33 10.797 -1.847 0.699 0.500 0.000 0.000

Ветвь пар.ток kА Р нач.МВт Q нач.Мвар Р кон.МВт Q кон.Мвар Рк МВт Qс Mвар

100 1 0 0.08 4.773 2.752 4.601 2.579 0.000 0.000

1 2 0 0.02 1.376 0.658 1.371 0.653 -0.000 0.000

2 3 0 0.05 -2.854 -1.829 -2.909 -1.885 -0.000 -0.000

3 200 0 0.08 -4.323 -2.988 -4.407 -3.104 0.000 0.000

1 11 0 0.04 1.917 1.144 1.896 0.997 0.004 -0.026

1 13 0 0.02 1.308 0.778 1.298 0.699 0.005 -0.039

2 21 0 0.04 2.112 1.241 2.096 1.097 0.005 -0.039

2 23 0 0.04 2.112 1.241 2.096 1.097 0.005 -0.039

3 31 0 0.01 0.707 0.551 0.699 0.500 0.003 -0.023

3 33 0 0.01 0.707 0.551 0.699 0.500 0.003 -0.023

Частота - 50.00000 Гц

Суммарная генерация

9.180-активная 7.026-реактивная

Суммарная нагрузка

8.784-активная 4.890-реактивная

0.000-акт.синх.двиг. 0.000-реак.СД и КБ

Суммарные потери продольные

0.371-активные 0.776-реактивные потери поперечные

0.025-в шунтах 0.189-реактивные

0.000-на корону

Додаток В

Максимальний відрегульований режим

N узла U кB фаза град Р МВт Q Mвар Рg МВт Qg Мвар

100 37.800 -0.000 0.000 0.000 5.024 3.026

200 37.800 -0.000 0.000 0.000 4.629 3.999

1 36.098 -0.735 0.000 0.000 0.000 0.000

11 10.937 -3.425 1.995 1.049 0.000 0.000

13 10.988 -2.047 1.358 0.731 0.000 0.000

2 35.928 -0.832 0.000 0.000 0.000 0.000

21 10.984 -3.011 2.206 1.155 0.000 0.000

23 10.984 -3.011 2.206 1.155 0.000 0.000

3 36.799 -0.531 0.000 0.000 0.000 0.000

31 10.946 -1.927 0.726 0.518 0.000 0.000

33 10.946 -1.927 0.726 0.518 0.000 0.000

Ветвь пар.ток kА Р нач.МВт Q нач.Мвар Р кон.МВт Q кон.Мвар Рк МВт Qс Mвар

100 1 0 0.09 5.024 2.908 4.833 2.716 0.000 0.000

1 2 0 0.03 1.448 0.694 1.442 0.688 -0.000 0.000

2 3 0 0.06 -3.007 -1.932 -3.069 -1.995 -0.000 0.000

3 200 0 0.09 -4.535 -3.139 -4.629 -3.267 -0.000 0.000

1 11 0 0.04 2.018 1.209 1.995 1.049 0.004 -0.026

1 13 0 0.03 1.368 0.813 1.358 0.731 0.005 -0.039

2 21 0 0.04 2.224 1.310 2.206 1.155 0.005 -0.039

2 23 0 0.04 2.224 1.310 2.206 1.155 0.005 -0.039

3 31 0 0.01 0.733 0.572 0.726 0.518 0.003 -0.023

3 33 0 0.01 0.733 0.572 0.726 0.518 0.003 -0.023

Частота - 50.00000 Гц

Суммарная генерация

9.653-активная 7.026-реактивная

Суммарная нагрузка

9.216-активная 5.125-реактивная

0.000-акт.синх.двиг. 0.000-реак.СД и КБ

Суммарные потери продольные

0.412-активные 0.862-реактивные потери поперечные

0.025-в шунтах 0.189-реактивные

0.000-на корону