где: к_отс1=2 - коэффициент, учитывающий броски емкостного тока в неустановившемся режиме;

I_cг=4,052А - установившийся емкостный ток защищаемого генератора (указан в паспортных данных);

К_отс2=1,3 - коэффициент, учитывающий погрешности при расчете тока небаланса;

I_{нб.расч.}=0,29А -ток небаланса защиты, соответствующий току срабатывания защиты от внешних коротких замыканий.

I_cз=(2?4,052+1,3?0,29)/0,96=8,83А

I_ср=I_сз/n_т=8,83/25=0,353А (3.10)

где - коэффициент трансформации трансформатора тока ТЗЛМ-10-6-ХЛ1

Выдержку времени выбираем исходя из отстройки от переходных значений емкостного тока при внешних коротких замыканиях:

t_сз=1,5с.

Защита от внешних коротких замыканий.

В качестве защиты от внешних коротких замыканий принимается максимальная токовая защита

(3.11)

К_З - коэффициент запуска.

I_ср= I_cз/n_т=1574/200=7,87А (3.12)

Где - коэффициент трансформации трансформатора тока ТЛК-10-8-0,5/10Р.

Выдержка времени отстраивается от времени срабатывания МТЗ секционного выключателя:

t_сз=3,5+0,5=4с

Защита от обратной мощности.

Защита от обратной мощности предназначена для отключения генераторов перешедших в двигательный режим. Как правило, для генераторов, мощностью до 30 МВт данная защита не применяется, но в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя примем к установке данный вид защиты. Защита выполняется на комплектном устройстве защит SPAG 310 производства «АВВ» г. Чебоксары. Комплекты устанавливаются в ячейках ТН генераторов. В соответствии с рекомендациями завода-изготовителя уставки модуля перенапряжения и обратной мощности SPCP 3C2 примем:

Ступень перенапряжения U>=1,2

Ступень обратной мощности P<= -5

3.3 Релейная защита КТП 10/0,4 кВ

Для защиты КТП 10/0,4 проектом предусмотрен комплект БМРЗ-04 предназначенный для защиты и выполнения функции автоматического включения резерва на КТП - 10 /0,4, оснащенного автоматическими выключателями с электромагнитными приводами.

Для защиты трансформаторов КТП мощностью 400 кВА на стороне ВН устанавливается микропроцессорный терминал БМРЗ-ТР производства НТЦ Механотроника, выполняет функции токовой отсечки, МТЗ с пуском по напряжению, защиты от перегрузки, управления выключателем и АПВ.

БМРЗ, как цифровое устройство, не уступающее мировым стандартам, построенное на самой современной элементной базе, осуществляет весь комплекс защит присоединения и, обеспечивая простоту и надежность в эксплуатации, не требует специального технического обслуживания.

3.4 Релейная защита кабельных линий 10 кВ

Для защиты линий 10 кВ установлен блок микропроцессорный релейной защиты кабельной линии (БМРЗ - КЛ), ДИВГ.648228.001-01, предназначен для выполнения функций релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации присоединений напряжением 10 кВ.

Согласно ПУЭ на одиночных линиях с двусторонним питанием рекомендуется применять те же защиты, что и на одиночных линиях с односторонним питанием, выполняя их при необходимости направленными.

Функции защит БМРЗ:

- Направленная или ненаправленная трехступенчатая максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению. Ускорение МТЗ.

- Направленная или ненаправленная защита от однофазных замыканий на землю.

- Защита от несимметрии и от обрыва фазы питающего фидера.

- Индивидуальная защита минимального напряжения.

- Логическая защита шин.

- Дальнее резервирование отказов защит и выключателей.

- Двукратное автоматическое повторное включение.

- Резервирование отказов выключателя.

- Автоматическое включение резерва с восстановлением схемы нормального режима.

- Определение места повреждения.

- Выполнение команд от внешних защит.

- Выполнение команд АЧР/ЧАПВ.

- Память аварийных событий.

- Автоматическое осциллографирование аварий.

3.5 Релейная защита СВ

Для защиты секционного выключателя используется блок микропроцессорный релейной защиты секционного выключателя (в дальнейшем - БМРЗ - СВ), ДИВГ.648228.001-10, предназначен для выполнения функций релейной защиты ( на секционном выключателе (СВ), как правило, устанавливаются простые токовые ненаправленные двухступенчатые защиты: междуфазная защита токовая отсечка, МТЗ ), автоматики, управления и сигнализации присоединений напряжением 10 кВ.

4. СОСТАВЛЕНИЕ БЛАНКОВ ДЛЯ ВИРТУАЛЬНОГО ТРЕНАЖЕРА ПО ОПЕРАТИВНЫМ ПЕРЕКЛЮЧЕНИЯМ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СХЕМАХ

Ошибки оперативного персонала в энергетики в основном обусловлены отсутствием должных навыков, а также невнимательностью. С целью снижения числа ошибок персонала при эксплуатации электроустановок можно использовать виртуальные тренажёры. Которые позволяют:

1) произвести компьютерный эксперимент для исследования различных режимов энергосистем, а также для анализа аварийных ситуаций;

2) сформировать и постоянно поддерживать квалификацию и готовность персонала, навыки действий в сложных ситуациях, в том числе путем регулярных противоаварийных тренировок.

Такие тренажеры есть, они успешно применяются, но они ориентированы на квалифицированных специалистов. Следовательно, применять такие тренажеры в процессе обучения студентов нецелесообразно.

Требования к тренажеру, который может использоваться в процессе обучения студента:

- функционирование на ПЭВМ;

- быть наглядным;

- иметь простой и функциональный интерфейс;

- содержать типовые схемы, с которыми студент сталкивается в процессе обучения;

- содержать общие принципы проведения оперативных переключений;

- в тренажере должны быть предусмотрены технологические блокировки;

Кроме того, в тренажере должны быть обеспечены вспомогательные функции:

- выполнение студентом поставленной учебной задачи с подсказками системы;

- выполнение студентом поставленной учебной задачи без подсказок;

Целью данной работы, является разработка бланков по оперативным переключениям для такого тренажера, функционирующего в среде Windows.

В пунктах 4.2-4.7 приведены бланки оперативных переключений, на основе которых создавались бланки, используемые в программе [5].

4.1 Мостик

4.1.1 Основные группы операций при выводе в ремонт секционного выключателя в схеме мостика при наличии ремонтной перемычки на разъединителях

a) включается ускорение резервных защит линий W1 и W2 (с обеих сторон) и трансформаторов Т1 и Т2; отключаются защиты линий и трансформаторов, действующие без выдержки времени;

b) переключаются токовые цепи защит линий и автотрансформаторов с трансформаторов тока, установленных в цепи секционного выключателя, на трансформаторы тока ремонтной перемычки;

c) отключаются автоматические выключатели (снимаются предохранители) оперативного тока секционного выключателя;

d) проверяется на месте включенное положение секционного выключателя; включаются разъединители ремонтной перемычки, проверяется их включенное положение;

e) включаются автоматические выключатели (устанавливаются предохранители) оперативного тока секционного выключателя; отключается секционный выключатель; убеждаются в отсутствии тока нагрузки;

f) проверяются током нагрузки защиты линий W1 и W2 и автотрансформаторов Т1 и Т2, действующие без выдержки времени, и вводятся в работу. Выводятся из действия ускорения резервных защит линий и автотрансформаторов;

g) проверяется на месте отключенное положение секционного выключателя; отключаются разъединители с обеих сторон;

h) убеждаются в отсутствии напряжения; включаются заземляющие ножи в сторону секционного выключателя.

4.1.2 Последовательность операций и действий персонала при выводе в ремонт трансформатора (например, Т1)

a) уточняется допустимое значение нагрузки на остающемся в работе трансформаторе Т2, если трансформатор Т1 будет отключен.

b) переключаются АРКТ трансформаторов Т1 и Т2 с автоматического на дистанционное управление.

c) дистанционно переводится РПН трансформатора Т1 в положение, одинаковое с положением РПН трансформатора Т2.

d) отключаются выключатели Q3 трансформатора Т1( перемещается тележка с отключенным выключателем Q3 в контрольное или ремонтное положение в зависимости от характера намечаемых работ). Отключаются последовательно выключатель Q1.

e) проверяется значение нагрузки на трансформаторе Т2.

f) переключается АРКТ (автоматический регулятор коэффициента трансформации трансформатора) трансформатора Т2 с дистанционного на автоматическое управление.

g) дистанционно переводится РПН трансформатора Т1 в положение, соответствующее режиму его номинального возбуждения.

h) включается заземляющий разъединитель в нейтрале трансформатора Т1.

i) отключаются газовые и технологические защиты трансформатора Т1.

j) убеждаются перед наложением заземлений на присоединении трансформатора Т1 в отсутствии напряжения на токоведущих частях; в зависимости от характера работ накладываются заземления со стороны высшего, среднего и низшего напряжений трансформатора Т1.

k) отключить разъединитель трансформатора.

l) включить выключатели (восстановить схему).

4.1.3 Отключение линии W1(схема мостика рассматривается как схема станции)

Проверяется, допустимо ли отключение по нагрузке и схеме РУ линии W1; выполняются необходимые режимные мероприятия, в том числе операции с устройствами противоаварийной системной автоматики. Если линия оснащена устройствами АПВ (трехфазными или однофазными), действия с последними в зависимости от их схемы и конструкции выполняются в соответствии с указаниями инструкций энергопредприятий.

При отключении линий, отходящих от электростанций, первым, как правило, отключается выключатель со стороны электростанции, вторым - выключатель со стороны энергосистемы.

a) Отключить выключатель Q1.

b) Отключить разъединители с обоих сторон отключаемого выключателя.

c) Включить заземляющие ножи.



Рисунок 4.1 Схема мостика

4.2 Две рабочие системы шин с обходной

4.2.1 Замена выключателя присоединения обходным

a) готовится схема обходного выключателя для опробования напряжением обходной системы шин от рабочей системы шин, на которую включено присоединение с выводимым в ремонт выключателем (см. рисунок);

b) включается обходной выключатель с уставками «опробования» на его защитах, с введенной защитой шин, включенной по оперативным цепям на отключение обходного выключателя, и включенным пуском УРОВ от защит; проверяется наличие напряжения на обходной системе шин;

c) отключается обходной выключатель. Проверяется отключенное положение обходного выключателя и включается на обходную систему шин разъединитель присоединения, выключатель которого выводится в ремонт;

d) вводятся с помощью испытательных блоков в схему защиты шин цепи трансформаторов тока обходного выключателя как выключателя присоединения; на защитах обходного выключателя выставляются уставки, соответствующие уставкам защит данного присоединения; отключаются быстродействующие защиты (ДФЗ, ДЗЛ и др.) со всех сторон защищаемого присоединения;

e) включается обходной выключатель; проверяется ток нагрузки, отключается выводимый в ремонт выключатель присоединения; убеждаются в отсутствии тока нагрузки;

f) отключается защита шин, выполняются необходимые переключения в ее цепях, защита проверяется током нагрузки и включается в работу;

g) переключаются токовые цепи быстродействующих защит присоединения на трансформаторы тока обходного выключателя и оперативные цепи с действием на обходной выключатель; проверяются защиты током нагрузки, включаются защиты в работу и опробуются на отключение обходного выключателя с включением его от АПВ;

h) отключаются разъединители с обеих сторон выводимого в ремонт выключателя, проверяется отсутствие на нем напряжения и включаются заземляющие ножи в сторону выключателя.

4.2.2 Перевод присоединений с одной системы шин на другую

1. При переводе присоединений с одной системы шин на другую необходимость и последовательность операций с защитой шин и устройствами резервирования при отказе выключателей определяется указаниями инструкций энергопредприятий.

2. При переводе присоединений с одной системы шин на другую и необходимости проверки синхронности напряжений в электроустановках, где нет приборов контроля синхронизма, синхронность напряжений систем шин и переводимых присоединений подтверждается диспетчером, отдающим распоряжение о переводе.

3. Последовательность операций и действий персонала при переводе всех присоединений, находящихся в работе, с рабочей системы шин на резервную с помощью ШСВ следующая:

a) убеждаются в отсутствии напряжения на резервной системе шин, а также в отсутствии включенных заземляющих ножей и наложенных переносных заземлений;

b) проверяются уставки на защитах ШСВ (они должны соответствовать уставкам, указанным в инструкции энергопредприятия для режима «Опробование») и включаются защиты с действием на отключение ШСВ;

c) включается ШСВ и проверяется наличие напряжения на резервной системе шин;

d) снимается оперативный ток с привода и защит ШСВ;

e) отключается АПВ шин (если оно предусмотрено);

f) проверяется на месте установки, включен ли ШСВ;

g) включаются шинные разъединители всех переводимых присоединений на резервную систему шин; проверяется включенное положение разъединителей;

h) отключаются шинные разъединители всех переводимых присоединений от освобождаемой системы шин; проверяется отключенное положение разъединителей;

i) переключается питание цепей напряжения защит, автоматики и измерительных приборов на соответствующий трансформатор напряжения, если питание цепей не переключается автоматически;

j) подается оперативный ток на привод и защиты ШСВ;

k) убеждаются по амперметру в отсутствии нагрузки на ШСВ и отключают ШСВ;

l) убеждаются в отсутствии напряжения на освобожденной системе шин;

m) включается АПВ шин.

4.2.3 Вывод в ремонт трансформатора Т1

a) уточняется допустимое значение нагрузки на остающемся в работе трансформаторе Т2, если трансформатор Т1 будет отключен;

b) переключаются АРКТ(автоматический регулятор коэффициента трансформации трансформатора) трансформаторов Т1 и Т2 с автоматического на дистанционное управление;

c) дистанционно переводится РПН трансформатора Т1 в положение, одинаковое с положением РПН трансформатора Т2;

d) отключается выключатель с низкой стороны трансформатора Т1( перемещается тележка с отключенным выключателем в контрольное или ремонтное положение в зависимости от характера намечаемых работ).

e) проверяется значение нагрузки на трансформаторе Т2

f) переключается АРКТ трансформатора Т2 с дистанционного на автоматическое управление

g) дистанционно переводится РПН трансформатора Т1 в положение, соответствующее режиму его номинального возбуждения

h) включается заземляющий разъединитель в нейтрале трансформатора Т1

i) отключается выключатель с высокой стороны трансформатора Т1, отключаются разъединители, вкл. заземляющие ножи

j) проверяется, отключен ли выключатель с низкой стороны трансформатора Т1, перемещается тележка выключателя в ремонтное положение

k) отключаются газовые и технологические защиты трансформатора Т1

l) убеждаются перед наложением заземлений на присоединении трансформатора Т1 в отсутствии напряжения на токоведущих частях; в зависимости от характера работ накладываются заземления со стороны высшего и низшего напряжений трансформатора Т1

Рисунок 4.2 Схема две рабочие системы шин с обходной

4.3 Четырехугольник

4.3.1 Вывод в ремонт трансформатора Т1 в схеме четырехугольника

m) уточняется допустимое значение нагрузки на остающемся в работе трансформаторе Т2, если трансформатор Т1 будет отключен;

n) переключаются АРКТ(автоматический регулятор коэффициента трансформации трансформатора) трансформаторов Т1 и Т2 с автоматического на дистанционное управление;

o) дистанционно переводится РПН трансформатора Т1 в положение, одинаковое с положением РПН трансформатора Т2;

p) отключается выключатель Q5 трансформатора Т1( перемещается тележка с отключенным выключателем в контрольное или ремонтное положение в зависимости от характера намечаемых работ).

q) проверяется значение нагрузки на трансформаторе Т2

r) переключается АРКТ трансформатора Т2 с дистанционного на автоматическое управление

s) дистанционно переводится РПН трансформатора Т1 в положение, соответствующее режиму его номинального возбуждения

t) включается заземляющий разъединитель в нейтрале трансформатора Т1

u) отключаются выключатели Q1, Q3 трансформатора Т1, отключаются разъединители, вкл. заземляющие ножи

v) проверяется, отключен ли выключатель Q5 трансформатора Т1, перемещается тележка выключателя в ремонтное положение

w) отключаются газовые и технологические защиты трансформатора Т1

x) убеждаются перед наложением заземлений на присоединении трансформатора Т1 в отсутствии напряжения на токоведущих частях; в зависимости от характера работ накладываются заземления со стороны высшего и низшего напряжений трансформатора Т1

y) включить разъединитель линии

z) включить отключенные выключатели

4.3.2 Вывод в ремонт линии W1

Проверяется, допустимо ли отключение по нагрузке и схеме РУ линии W1; выполняются необходимые режимные мероприятия, в том числе операции с устройствами противоаварийной системной автоматики. Если линия оснащена устройствами АПВ (трехфазными или однофазными), действия с последними в зависимости от их схемы и конструкции выполняются в соответствии с указаниями инструкций энергопредприятий.

При отключении линий, отходящих от электростанций, первым, как правило, отключается выключатель со стороны электростанции, вторым - выключатель со стороны энергосистемы.

a) Отключить выключатели Q2, Q1.

b) Отключить разъединители с обеих сторон отключаемых выключателей.

c) Включить заземляющие ножи.

4.3.3 Основные группы операций при выводе в ремонт выключателя в схеме четырехугольника (например, Q1)

a) отключается выводимый в ремонт выключатель Q1; убеждаются в отсутствии нагрузки;

b) проверяется на месте отключенное положение выводимого в ремонт выключателя; отключаются с обеих сторон разъединители;

c) поочередно отключаются устройства релейной, защиты и автоматики, токовые цепи которых подключены к трансформаторам тока выводимого в ремонт выключателя, отключаются испытательными блоками токовые цепи защит и автоматики от этих трансформаторов тока; проверяются защиты током нагрузки и включаются в работу с действием на оставшиеся в работе смежные выключатели; включаются в работу устройства автоматики; При этом исключаются ложные воздействия на устройства РЗА, оставшиеся в работе;

d) убеждаются по схеме в отсутствии напряжения на выводимом в ремонт выключателе; включаются заземляющие ножи в сторону выключателя.



Рисунок 4.3 Схема четырехугольник

4.4 Одна секционированная рабочая шина с обходной

4.4.1 Замена выключателя присоединения через обходным

a) готовится схема обходного выключателя для опробования напряжением обходной системы шин от рабочей системы шин, на которую включено присоединение с выводимым в ремонт выключателем (см. рисунок);

b) включается обходной выключатель с уставками «опробования» на его защитах, с введенной защитой шин, включенной по оперативным цепям на отключение обходного выключателя, и включенным пуском УРОВ от защит; проверяется наличие напряжения на обходной системе шин;

c) отключается обходной выключатель. Проверяется отключенное положение обходного выключателя и включается на обходную систему шин разъединитель присоединения, выключатель которого выводится в ремонт;

d) вводятся с помощью испытательных блоков в схему защиты шин цепи трансформаторов тока обходного выключателя как выключателя присоединения; на защитах обходного выключателя выставляются уставки, соответствующие уставкам защит данного присоединения; отключаются быстродействующие защиты (ДФЗ, ДЗЛ и др.) со всех сторон защищаемого присоединения;

e) включается обходной выключатель; проверяется ток нагрузки, отключается выводимый в ремонт выключатель присоединения; убеждаются в отсутствии тока нагрузки;

f) отключается защита шин, выполняются необходимые переключения в ее цепях, защита проверяется током нагрузки и включается в работу;

g) переключаются токовые цепи быстродействующих защит присоединения на трансформаторы тока обходного выключателя и оперативные цепи с действием на обходной выключатель; проверяются защиты током нагрузки, включаются защиты в работу и опробуются на отключение обходного выключателя с включением его от АПВ;

h) отключаются разъединители с обеих сторон выводимого в ремонт выключателя, проверяется отсутствие на нем напряжения и включаются заземляющие ножи в сторону выключателя.

4.4.2 Отключение линии W1

Проверяется, допустимо ли отключение по нагрузке и схеме РУ линии W1; выполняются необходимые режимные мероприятия, в том числе операции с устройствами противоаварийной системной автоматики. Если линия оснащена устройствами АПВ (трехфазными или однофазными), действия с последними в зависимости от их схемы и конструкции выполняются в соответствии с указаниями инструкций энергопредприятий.

При отключении линий, отходящих от электростанций, первым, как правило, отключается выключатель со стороны электростанции, вторым - выключатель со стороны энергосистемы.

a) Отключить выключатель линии.

b) Отключить разъединители с обоих сторон отключаемого выключателя.

c) Включить заземляющие ножи.

4.4.3 Отключение трансформатора T1

a) уточняется допустимое значение нагрузки на остающемся в работе трансформаторе Т2, если трансформатор Т1 будет отключен.

b) переключаются АРКТ трансформаторов Т1 и Т2 с автоматического на дистанционное управление.

c) дистанционно переводится РПН трансформатора Т1 в положение, одинаковое с положением РПН трансформатора Т2.

d) отключается выключатель с низкой стороны трансформатора Т1( перемещается тележка с отключенным выключателем в контрольное или ремонтное положение в зависимости от характера намечаемых работ). Отключаются последовательно выключатель с высокой стороны трансформатора.

e) проверяется значение нагрузки на трансформаторе Т2.

f) переключается АРКТ (автоматический регулятор коэффициента трансформации трансформатора) трансформатора Т2 с дистанционного на автоматическое управление.

g) дистанционно переводится РПН трансформатора Т1 в положение, соответствующее режиму его номинального возбуждения.

h) включается заземляющий разъединитель в нейтрале трансформатора Т1.

i) отключаются газовые и технологические защиты трансформатора Т1.

j) убеждаются перед наложением заземлений на присоединении трансформатора

Т1 в отсутствии напряжения на токоведущих частях; в зависимости от характера работ накладываются заземления со стороны высшего, среднего и низшего напряжений трансформатора Т1.

Рисунок 4.4 Схема одна секционированная рабочая шина с обходной

4.5 Две рабочие системы шин и два выключателя на цепь

4.5.1 Основные группы операций при выводе в ремонт выключателя в схеме с двумя рабочими системами шин и двумя выключателями на цепь ( например Q2 )

a) отключается выводимый в ремонт выключатель присоединения; убеждаются в отсутствии тока нагрузки;

b) проверяется на месте отключенное положение выводимого в ремонт выключателя; отключаются с обеих сторон его разъединители, проверяется отключенное положение разъединителей;

c) отключается защита шин, выводятся из ее схемы цепи трансформаторов тока выводимого в ремонт выключателя, защита шин проверяется током нагрузки и включается в работу;

d) поочередно отключаются защиты присоединения, отключаются их токовые цепи от трансформаторов тока выводимого в ремонт выключателя, отключаются оперативные цепи защит и автоматики от привода выводимого в ремонт выключателя при сохранении их действия на парный выключатель, остающийся в работе; защиты проверяются током нагрузки и включаются в работу, включаются в работу устройства автоматики. Переключения в цепях РЗА производятся с помощью испытательных блоков и накладок;

e) убеждаются по схеме в отсутствии напряжения; включаются заземляющие ножи в сторону выведенного в ремонт выключателя.

4.5.2 Вывод в ремонт трансформатора Т1 в схеме четырехугольника

a) уточняется допустимое значение нагрузки на остающемся в работе трансформаторе Т2, если трансформатор Т1 будет отключен;

b) переключаются АРКТ (автоматический регулятор коэффициента трансформации трансформатора) трансформаторов Т1 и Т2 с автоматического на дистанционное управление;

c) дистанционно переводится РПН трансформатора Т1 в положение, одинаковое с положением РПН трансформатора Т2;

d) отключается выключатель Q7 трансформатора Т1( перемещается тележка с отключенным выключателем в контрольное или ремонтное положение в зависимости от характера намечаемых работ).

e) проверяется значение нагрузки на трансформаторе Т2

f) переключается АРКТ трансформатора Т2 с дистанционного на автоматическое управление

g) дистанционно переводится РПН трансформатора Т1 в положение, соответствующее режиму его номинального возбуждения

h) включается заземляющий разъединитель в нейтрале трансформатора Т1

i) отключаются выключатели Q1, Q3, Q5 трансформатора Т1, отключаются разъединители, вкл. заземляющие ножи

j) проверяется, отключен ли выключатель Q7 трансформатора Т1, перемещается тележка выключателя в ремонтное положение

k) отключаются газовые и технологические защиты трансформатора Т1

убеждаются перед наложением заземлений на присоединении трансформатора Т1 в отсутствии напряжения на токоведущих частях; в зависимости от характера работ накладываются заземления со стороны высшего и низшего напряжений трансформатора Т1

l) отключить разъединитель трансформатора

m) включить выключатели

4.5.3 Отключение линии W1

Проверяется, допустимо ли отключение по нагрузке и схеме РУ линии W1; выполняются необходимые режимные мероприятия, в том числе операции с устройствами противоаварийной системной автоматики. Если линия оснащена устройствами АПВ (трехфазными или однофазными), действия с последними в зависимости от их схемы и конструкции выполняются в соответствии с указаниями инструкций энергопредприятий.

При отключении линий, отходящих от электростанций, первым, как правило, отключается выключатель со стороны электростанции, вторым - выключатель со стороны энергосистемы.

d) Отключить выключатели Q1, Q2 линии W1.

e) Отключить разъединители с обеих сторон отключаемого выключателя.

f) Включить заземляющие ножи.



Рисунок 4.5 Схема две рабочие системы шин и два выключателя на цепь

4.6 Сдвоенный четырехугольник

4.6.1 Вывод в ремонт трансформатора Т1 в схеме четырехугольника

a) уточняется допустимое значение нагрузки на остающемся в работе трансформаторе Т2, если трансформатор Т1 будет отключен;

b) переключаются АРКТ(автоматический регулятор коэффициента трансформации трансформатора) трансформаторов Т1 и Т2 с автоматического на дистанционное управление;

c) дистанционно переводится РПН трансформатора Т1 в положение, одинаковое с положением РПН трансформатора Т2;

d) отключается выключатель Q11 трансформатора Т1( перемещается тележка с отключенным выключателем в контрольное или ремонтное положение в зависимости от характера намечаемых работ) проверяется значение нагрузки на трансформаторе Т2

e) переключается АРКТ трансформатора Т2 с дистанционного на автоматическое управление

f) дистанционно переводится РПН трансформатора Т1 в положение, соответствующее режиму его номинального возбуждения

g) включается заземляющий разъединитель в нейтрале трансформатора Т1

h) отключаются выключатели Q1, Q3, Q5 трансформатора Т1, отключаются разъединители, вкл. заземляющие ножи

i) проверяется, отключен ли выключатель Q5 трансформатора Т1, перемещается тележка выключателя в ремонтное положение

j) отключаются газовые и технологические защиты трансформатора Т1

k) убеждаются перед наложением заземлений на присоединении трансформатора Т1 в отсутствии напряжения на токоведущих частях; в зависимости от характера работ накладываются заземления со стороны высшего и низшего напряжений трансформатора Т1

l) отключить разъединитель трансформатора Т1

m) включить выключатели Q1, Q3, Q5.

4.6.2 Вывод в ремонт линии W1

Проверяется, допустимо ли отключение по нагрузке и схеме РУ линии W1; выполняются необходимые режимные мероприятия, в том числе операции с устройствами противоаварийной системной автоматики. Если линия оснащена устройствами АПВ (трехфазными или однофазными), действия с последними в зависимости от их схемы и конструкции выполняются в соответствии с указаниями инструкций энергопредприятий. При отключении линий, отходящих от электростанций, первым, как правило, отключается выключатель со стороны электростанции, вторым - выключатель со стороны энергосистемы.

a) Отключить выключатели Q2, Q1.

b) Отключить разъединители с обоих сторон отключаемых выключателей.

c) Включить заземляющие ножи.

d) Включить разъединитель линии

e) Восстановить схему (Включить выключатели Q2 и Q3 ).

4.6.3 Основные группы операций при выводе в ремонт выключателя в схеме сдвоенного четырехугольника (например Q1)

e) отключается выводимый в ремонт выключатель Q1; убеждаются в отсутствии нагрузки;

f) проверяется на месте отключенное положение выводимого в ремонт выключателя; отключаются с обеих сторон разъединители;

g) поочередно отключаются устройства релейной, защиты и автоматики, токовые цепи которых подключены к трансформаторам тока выводимого в ремонт выключателя, отключаются испытательными блоками токовые цепи защит и автоматики от этих трансформаторов тока; проверяются защиты током нагрузки и включаются в работу с действием на оставшиеся в работе смежные выключатели; включаются в работу устройства автоматики; При этом исключаются ложные воздействия на устройства РЗА, оставшиеся в работе;

h) убеждаются по схеме в отсутствии напряжения на выводимом в ремонт выключателе; включаются заземляющие ножи в сторону выключателя.

Рисунок 4.6 Схема сдвоенный четырехугольник

5. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

5.1 Общие положения

Станция состоит из ТСК (тепло-силовой комплекс), в котором расположены тепловая часть станции (котлы, турбины) и генераторы. Генераторы подключены к распределительным пунктам через КРУ на выкатных тележках.

Станция отвечает нормативным документам по проектированию, монтажу и устройству электроустановок согласно Правилам устройства электроустановок (ПУЭ), Правилам технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПЭЭП) и Межотраслевым правилам по охране труда при эксплуатации электроустановок (ПОТРМ-016-2001).

В цепях генератора, системе собственных нужд используем элегазовые выключатели типа VF 12.

Достоинство элегазовых выключателей: взрыво и пожаробезопастность, быстрота действия, высокая отключающая способность, малый износ дугогасительных контактов, пригодность для наружной и внутренней установки.

5.2 Электробезопасность

Для РУ 10 кВ в схемах электрических соединений применяется механическая оперативная блокировка.

Шины обозначены:

при переменном трёхфазном токе: шины фазы А - жёлтым цветом, фазы В - зелёным, фазы С - красным;

при переменном однофазном токе: шина А, присоединённая к началу обмотки источника питания - жёлтым цветом, а шина В, присоединённая к концу обмотки - красным.

Безопасность обслуживающего персонала и посторонних лиц обеспечивается путём:

1) применения надлежащей изоляции, а в отдельных случаях - повышенной (электроинструмент и т. п.);

2) применение двойной изоляции;

3) применения блокировки аппаратов и ограждающих устройств для предотвращения ошибочных операций и доступа к токоведущим частям (в ячейках - невозможность одновременного включения разъединителя и заземляющих ножей)

4) надежного и быстродействующего автоматического отключения частей электрооборудования, случайно оказавшихся под напряжением и поврежденных участков сети, в том числе защитного отключения;

5) заземление или зануление корпусов электрооборудования и элементов электроустановок, которые могут оказаться под напряжением вследствие повреждения изоляции;

6) выравнивание потенциалов (организация контуров заземления);

7) применение разделительных трансформаторов;

8) применение напряжения 50 В и ниже переменного тока частотой 50 Гц и 120 В и ниже постоянного тока;

9) применение предупреждающей сигнализации, надписей и плакатов

10) применение устройств, снижающих напряженность электрических полей;

11) использование средств защиты и приспособлений, в том числе для защиты от воздействия электрического поля в электроустановках, в которых его напряженность превышает допустимые нормы.

12) применение устройства контроля изоляций, сигнализации однофазных замыканий на землю, защитное зануление в сетях до 0,4 кВ.

В таблице 5.1 приведен перечень средств электрозащиты.

Таблица 5.1-Электрозащитные средства находящихся в РУ 10.5 кВ

Наименование средств защиты	Ед. Изм.	Количество
Изолирующие штанги	шт.	2
Указатели напряжения	шт.	2
Изолирующие клещи	шт.	1
Диэлектрические перчатки	пары.	2
Диэлектрические галоши	пары.	2
Диэлектрические ковры	шт.	2
Защитные очки	пары.	1
Переносные заземления	шт.	2
Временные ограждения	шт.	2
Переносные плакаты	шт.	10
Знаки безопасности	шт.	10
Изолирующие накладки	шт.	2

Заземление электроустановок выполняется при напряжении 380 В и выше переменного тока.

К частям подлежащим заземлению относятся:

1) корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, светильников и т. п.;

2) приводы электрических аппаратов;

3) вторичные обмотки измерительных трансформаторов;

4) каркасы распределительных щитов, щитов управления, щитков и шкафов, а также съёмные или открывающиеся части, если на последних установлено электрооборудование напряжением выше 50 В переменного тока;

5) металлические конструкции распределительных устройств, металлические кабельные конструкции, металлические кабельные соединительные муфты, металлические оболочки и броня контрольных и силовых кабелей, металлические оболочки проводов, металлические рукава и трубы электропроводки, кожухи и опорные конструкции шинопроводов, лотки, короба, струны, тросы и стальные полосы, на которых укреплены кабели и провода (кроме струн, тросов и полос, по которым проложены кабели с заземлённой металлической оболочкой или бронёй), а также другие металлические конструкции, на которых устанавливается электрооборудование;

6) металлические корпуса передвижных и переносных электроприёмников;

электрооборудование, размещённое на движущихся частях станков, машин и механизмов.

Для защиты зданий от прямых ударов молнии и вторичных ее проявлений проектом в соответствии с ПУЭ предусмотрено выполнение молниезащиты зданий. Для защиты людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции все нетоковедущие металлические части электрооборудования подлежат защитному заземлению или занулению. С целью уравнивания потенциалов в помещениях и наружных установках, в которых применяется заземление или зануление, все строительные и производственные конструкции, стационарно проложенные трубопроводы всех назначений, металлические корпуса технологического оборудования, воздуховоды вентиляционных систем присоединены к сети заземления и зануления.

Для заземления электроустановок в первую очередь применяются естественные заземлители. Если при этом сопротивления заземляющих устройств или напряжение прикосновения имеют допустимые значения, а также обеспечиваются нормированные значения на заземляющем устройстве, то искусственные заземлители применяются лишь при необходимости снижения плотности токов, протекающих по естественным заземлителям или стекающих с них.

Выполним расчет заземляющего устройства РП-53 10 кВ [3]. Естественных заземлителей нет. Удельное сопротивление земли при нормальной влажности Ом•м. Подстанция занимает площадь 18 х 8 м². Из расчета по программе «Energo» ( схему расчета см. п.п. 2.3) I_З = 13,2 кА.

R_З = = = 19 Ом

Сопротивление заземляющего устройства в РУ 10 кВ согласно ПУЭ должно быть не более 4 Ом. Таким образом, последнее условие является определяющим для расчета: R_З ? 4 Ом. Заземляющее устройство выполняем в виде контура из полосы 40х4 мм, проложенной на глубине 0,7 м вокруг оборудования РП-53. Общая длина полосы 60 м (рисунок 5.1).

Рисунок 5.1 План заземляющего устройства

На рисунке обозначены: 1 - площадь занятая РП; 2 - заземляющий контур.

Сопротивление заземляющей полосы:

Ом,

где = 3•86; k_C определен по таблице 8.2 [3].

Предварительно принимая в контуре 10 вертикальных заземлителей, по таблице 7.4 [3] для а/l = 1 находим коэффициент использования полосы , тогда сопротивление полосы в контуре из 10 вертикальных заземлителей:

Ом.

Необходимое сопротивление вертикальных заземлителей:

Ом,

где R_иск = R_З, так как естественные заземлители отсутствуют.

Количество вертикальных заземлителей:

,

где сопротивление одного вертикального заземлителя ( стержня длинной 5 м, диаметром 12 мм при = 1,25•86=108 Ом•м ).

Ом.

Принимаем в контуре 10 вертикальных заземлителей.

Все виды работ в РУ должны проводиться в полном соответствии с требованиями ПОТ.

Все РУ должны быть укомплектованы согласно нормам установленным Инструкцией по применению и испытанию средств защиты используемых в электроустановках.

5.3 Производственная санитария

Оборудование отвечает требованиям стандартов системы безопасности труда, оснащено в соответствии с действующими нормами и правилами необходимыми технологическими защитами.

Шум на производстве наносит большой ущерб, вредно действует на организм человека. Утомление рабочих и операторов из-за сильного шума увеличивает число ошибок при работе, способствует возникновению травм. Шумом является всякий нежелательный для человека звук. Источниками шума являются различные вращающиеся механизмы (генераторы, электродвигатели и т.д.)

Для снижения шума применены следующие методы:

- уменьшение шума в источнике;

- изменение направление излучения;

- рациональная планировка предприятий цехов, акустическая обработка помещения;

- уменьшения шума на пути его распространения.

5.4 Освещение

Оборудование станции устанавливается в готовых зданиях завода.

Распределительные устройства оборудованы электрическим освещением. Осветительная аппаратура установлена таким образом, чтобы было обеспечено её безопасное обслуживание. Групповые линии сетей внутреннего освещения защищены автоматическими выключателями на рабочий ток не более 25 А. Каждая групповая линия содержит на фазу не более десяти ламп накаливания типа ДРЛ. В зданиях на однофазные группы освещения лестниц, этажных коридоров, холлов технических подполий и чердаков допускается по 60 Вт. В групповых линиях, питающих лампы мощностью 10 кВт и больше, на каждую фазу присоединяется не более одной лампы. Трансформаторы, питающие светильники 50 В и ниже, защищены со стороны высшего напряжения аппаратами защиты с номинальным током, близким к номинальному току трансформатора. Защита также предусмотрена на отходящих линиях. Электропроводка к светильникам местного освещения выше 50 В выполнена в пределах рабочего места в гибких рукавах.

5.5 Пожаробезопасность и взрывоопасность

Поскольку котлы работают на газу, то электростанция является взрывоопасным объектом. Территория станции обеспечена соответствующими системами отопления, вентиляции и освещения в соответствии с нормативными требованиями по охране труда.

Для безопасного обслуживания оборудования изоляция тепловыделяющего оборудования и трубопроводов выполнена несгораемыми материалами, обеспечивающими температуру поверхности теплоизоляционной конструкции не более 55°С.

Приборы и средства автоматизации, устанавливаемые в помещениях и на наружных площадках, имеющих взрывоопасные зоны, отвечают требованиям “Правил устройства электроустановок” (ПУЭ) и выбраны в соответствии с классом “взрывоопасное”, категорией и группой взрывоопасных смесей.

Воздуховоды систем вентиляции выполняются из несгораемых материалов.

Действующие электрические установки снабжены огнетушителями ОУ-8, ОП-3. В машинном зале ОВПУ-250.

На территории устанавливаем согласно проекта в отдельных местах пожарных щитов.

Основные технические решения, обеспечивающие пожаробезопасность:

1) Запроектирован противопожарный водопровод с гидрантами на сети.

2) Производственные и дождевые стоки сбрасываются в дренажно-канализационную емкость и перекачиваются в существующие сети.

3) Бытовые стоки поступают в канализационную малогабаритную установку и перекачиваются в существующие сети.

4) В целях предотвращения распространения огня во время пожара на всех выпусках производственной и дождевой канализации устанавливаются гидрозатворы.

5) для безопасной работы котла предусмотрены автоматика безопасности и установка взрывных клапанов;

6) газопроводы котла продуваются через краны и продувочные линии в атмосферу;

7) в котельной устанавливаются сигнализаторы загазованности.

5.6 Охрана окружающей среды

Топливом электростанции является газ. К системе топливоподачи подводится газ от блока подготовки газа. На этой установке параметры газа доводятся до необходимых давлений (топливного и пускового), газ очищается от твердых частиц и жидких фракций. К блоку подготовки газ подается после первой ступени сепарации ДНС-1. Газопровод подключен к газопроводу диаметром 325мм. Давление газа в точке подключения - 0,65...0,7 МПа.

Топливный газ, согласно требованиям поставщика электростанции, отвечает ГОСТ 5542-87 и ГОСТ 29328-92.

Газ, подаваемый на котельную после блока подготовки газа, имеет следующие параметры: расход - 88нм³/ч, давление 4-5 кг/см.

Герметичность затворов оборудования блока подготовки газа выполнена по классу А, что не допускает протечек газа при нормальных условиях работы.

Выбросы газа с предохранительных клапанов и продувочных свечей оборудования производятся в коллектор сброса газа на свечу в течение одного часа один раз в году.

Выброс вредных веществ в атмосферу осуществляется через выхлопные трубы, продувочные свечи сброса пускового и топливного газа, воздуховоды и дефлекторы здания маслохозяйства, вентиляционные трубы дренажно-канализационных ёмкостей, дымовую трубу котельной.

При эксплуатации проектируемого оборудования в атмосферу выделяются загрязняющие вещества: метан, оксид углерода, диоксид азота, оксид азота, масло минеральное нефтяное.

Станция оборудована системой, исключающей возможность загазованности газового отсека и отсека двигателя, которая включает в себя вентиляторы, датчики загазованности и исполнительные устройства. Газопроводы котла продуваются через краны и продувочные линии в атмосферу. В котельной устанавливаются сигнализаторы загазованности.

5.7 Требования безопасности к эксплуатации электрической части станции

При эксплуатации электрической части станции должны соблюдать с требования охраны труда предусмотренные межотраслевыми правилами по охране труда.

При производстве работник должен применять средства защиты.

К эксплуатации электроустановок должен допускаться персонал отвечающий требованиям правил технической эксплуатации электроустановок потребителей.

Для обеспечения безопасности эксплуатации электроустановок предусмотрено:

1) выбор надежных схем электроснабжения потребителей электроэнергии;

2) выбор электрооборудования, проводов и кабелей, а также способов их установки и прокладки с учетом условий среды, в которой они эксплуатируются;

3) расчетные токовые нагрузки не превышают максимально допустимых токовых нагрузок на выбранные сечения проводов и кабелей;

4) аппараты, приборы, провода, шины и конструкции соответствуют нормальным условиям работы и проверены на работу в режиме коротких замыканий.

Проектируемая система управления обеспечивает автоматическую защиту и блокировку технологического оборудования при возникновении на объекте аварийных ситуаций и выполнена в соответствии с требованиями действующих норм и правил по охране труда и технике безопасности.

Системы аварийной сигнализации предусматривают сохранение сигнала аварии до его снятия оператором, даже если причина аварии за это время исчезла.

На станции должны проводиться работы по техническому обслуживанию, планово-предупредительные ремонты, модернизации и реконструкции оборудования электроустановок.

электрический тепловой электростанция котел

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Данная тепловая электростанция предназначена для электроснабжения потребителей завода ЧТЗ.

На станции будут использоваться старые котлы, установленные в теплосиловом комплексе завода. Там же будут установлены турбины и генераторы. В двух распределительных пунктах завода устанавливаются в свободные ячейки КРУ, к которым посредством токопровода подключаются генераторы.

Целью технико-экономического расчета является определение объема капиталовложений, расчет себестоимости электроэнергии и срока окупаемости.

Станция состоит из 3 генераторов ТФ-10, которые в связи с низкими параметрами пара котлов выдают 8,14 МВт мощности каждый.

6.1 Описание энергетического баланса предприятия, определение величины энергетической товарной продукции

Энергетический баланс разрабатывается на основе показателей прихода энергетических ресурсов, их расхода на производство товарной продукции на незавершенное производство, на вспомогательные нужды, потерь энергии от отпуска ее предприятием сторонним потребителям.

Норма расхода электрической и тепловой энергии на незавершенное производство принята 15% ниже нормы расхода этих ресурсов в производство товарной продукции.

Результаты расчета сведены в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 - Энергетический баланс предприятия

Статьи баланса	Выработка электроэнергии	Отпуск электроэнергии
	Тыс. кВт•ч	Тыс. кВт•ч
1.Общая выработка электроэнергии	24,4	__
2. Расход энергетических ресурсов на собственные нужды	__	0,24
3. Отпущено энергии потребителям	__	24,16

Баланс электроэнергии:

Товарная энергетическая продукция определяется по той части энергии, которая отпускается сторонним потребителям, по результатам расчета энергетического баланса предприятия (таблица 6.1).

Примем стоимость электроэнергии - 0,83 руб./кВт·ч. Для исчисления платы за 1 кВт максимальной нагрузки принимается условие 100% участия в максимуме потребителя и время максимальной нагрузки, равное 8000 часов в год.

Расчет товарной продукции:

тыс. руб./ч (6.1)

6.2 Численность, режим работы и состав персонала

Согласно географическому положению и специфике режима работы предприятия принят вахтово-экспедиционный метод работы оперативного и оперативно-ремонтного персонала. Административно-технический персонал работает по 8-ми часовому графику с продолжительностью рабочей недели 5 дней.

К административно-техническому персоналу относятся:

1. Начальник станции

2. Зам. Начальника станции

3. Мастер КИПа

4. Инженер РзиА (2-ая категория)

5. Начальник смены (инженер 2-ой категории)

К оперативному и оперативно-ремонтному персоналу относятся:

1.Дежурный слесарь ТХУ (5-й разряд)

2.Дежурный электромонтер (5-й разряд)

3.Машинист ТК (5-й разряд)

4.Слесарь ТХУ (5-й разряд)

5.Слесарь КИПа (5-й разряд)

6.Эл. монтер по оперативным переключениям (5-й разряд)

Годовой фонд заработной платы составляет 7,68 млн. руб. Отчисления на социальное страхование - 3,761 млн. руб. Среднемесячная з/п одного рабочего составляет 16000 руб.

6.3 Объем капитальных вложений в электростанцию

Объем капитальных вложений определяются из стоимости:

- оборудования

- монтажных работ

- прочие расходы (транспортировка и т.п.)

Структура капиталовложений приведена в таблице 6.2.

Таблица 6.2- Структура капиталовложений

Наименование объектов	Строит. работы	Монт. работы	Оборудован.	Прочие	Всего
Энергомодуль	456	1568	12488	874	15387
Блок подготовки газа	288	267	2938	208	3703
Опоры под инженерные сети	292	0,00	0,00	13	305
Объекты энергетического хозяйства	178	681	771	197	1839
КТП	23,4	1,03	149	10,3	184,1
КРУ-10кВ	1,5	21,2	1076	1,3	2174
Трансформаторы	60,5	10,2	110	7,31	188
Объекты транспортного хозяйства и связи	586	14,9	69,8	32,3	703
Объекты инженерного обеспечения	251	48,5	39,9	57,3	397
Объекты подсобного и обслуживающего назначения	925	36,5	86,5	50,3	1099
Всего капитальных вложений в ценах 1991 г.	3055	2926	17650	1448	26079
Всего капитальных вложений в ценах 2005 г.	42770	40964	247100	20272	365106

Капиталовложения в сооружение станции составляют 365106 тыс. руб.

6.4 Расчет себестоимости производства энергии

Себестоимость электрической энергии является важнейшим экономическим показателем работы энергопредприятий и представляет собой совокупность затрат в денежном выражении общественного и живого труда в процессе производства на электростанциях, передачи и распределения энергии в сетях.

Производственная себестоимость выработки электрической энергии складывается из составляющих:

(6.2)

где - топливные составляющие электрической энергии, руб.;

- составляющие амортизационных отчислений на выработку электрической энергии, руб.;

- составляющие затрат текущего ремонта на выработку энергии, руб.;

- составляющие затрат по заработной плате на выработку энергии, руб.;

- составляющие прочих (общестанционных) расходов на выработку электрической энергии, руб.;

- общая сумма затрат на производство электрической энергии, руб.

6.5 Годовой расход и затраты на топливо

На электростанциях затраты на топливо по своему удельному весу являются основными. Затраты на топливо зависят от количества израсходованного топлива и его цены:

, (6.3)

где - годовой расход топлива (натурального) на производство энергии, тыс.м³/год;

- цена топлива, руб/ тыс.м³.

Годовой расход топлива на электростанции рассчитывается исходя из номинального расхода топлива энергоблоками и длительностью эксплуатации:

; (6.4)

= 73000 м³/год.

где - номинальный расход топлива энергоблоками;

- длительность эксплуатации. Принимаем = 5000 ч/год.

м³/год.

В цену топлива уже входят прейскурантная цена и затраты на транспортировку:

Затраты на топливо:

Кроме того данная статья включает в себя еще затраты на вспомогательные материалы:

- вода: расход воды ,

- масло: расход масла ,

Общие затраты на топливо и вспомогательные материалы за год составляют

6.6 Расчет амортизационных отчислений по станции

Амортизационные отчисления определены исходя из стоимости строительства электростанции. Результаты расчета сведены в таблицу 6.3.

Таблица 6.3- Амортизационные отчисления

Объекты строительства	Сметная ст-ть в тыс. руб.	% амортизации	Сумма амортизации
Энергомодуль	15387	6,1	937
Блок подготовки газа	3703	10,0	370
Опоры под инженерные сети	305	1,7	5,17
Объекты энергетического хозяйства	1839	6,9	126
КТП	184	10,0	18,4
КРУ-10кВ	2174	4,4	6,23
Трансформаторы	188	4,4	8,29
Объекты транспортного хозяйства и связи	703	6,0	41,96
Объекты инженерного обеспечения	397	3,6	14,1
Объекты подсобного и обслуживающего назначения	1099	2,6	28,09
Итого в ценах 2005 г.	365106	6,5	22848

6.7 Расчет годовых затрат на заработную плату

Составляющая себестоимости производства энергии по заработной плате определяется как:

, (6.5)

где 12 - количество месяцев в году;

- среднемесячная зарплата на электростанции ;

- численность персонала на электростанции, чел.

6.8 Расчет годовых затрат на текущий ремонт

Затраты на текущий ремонт приняты в размере 25% суммы от амортиза-ционных отчислений.

6.9 Расчет общестанционных расходов