где _в,с - удельное сопротивление верхнего слоя земли, Ом;

г - радиус ступни, м.

Ток, протекающий через человека:

.

Опасность поражения зависит от тока и его длительности протекания через тело человека. Согласно принятым нормам допустимый ток определяется так:

Длительность действия тока, с 0.1 0.2 0.50.7 1.0

Допустимый ток, мА 5002501007565

Зная допустимый ток, можно из (7.5) найти допустимое напряжение прикосновения :

.

Подставляя значения U_c и R_c получаем:

, (53)

Из (7.6) видно, что чем больше , тем большее напряжение прикосновения можно допустить. Приняв некоторую среднюю величину , можно рекомендовать для расчетов приведённые ниже допустимые напряжения:

Длительность воздействия, сдо 0.1 0.2 0.5 0.71.01.3

Наиболее допустимое напряжение

прикосновения, В 50040020013010065

За расчетную длительность воздействия принято:

,

где t_р,з - время действия релейной защиты;

t_отк,в - полное время отключения выключателя.

Заземляющее устройство, выполненное по нормам напряжения прикосновения, должно обеспечить в любое время года ограничение U_пр. до нормированного значения в пределах всей территории подстанции, а напряжение на заземляющем устройстве U_з должно быть не выше 10 кВ. Если U_з > 5-10 кВ, необходимо принять меры по предотвращению выноса высокого потенциала за пределы электроустановки.

Заземляющее устройство для установок 110 кВ и выше выполняется из вертикальных заземлителей, соединительных полос, полос, проложенных вдоль рядов оборудования, и выравнивающих полос, проложенных в поперечном направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом. Расстояние между полосами должно быть не более 30 м.

Рисунок 25 - заземляющее устройство подстанции;

Расчет производится в следующем порядке :

Зная наибольшее допустимое напряжение прикосновения, определяем напряжение на заземлителе по формуле:

(54)

где k_п - коэффициент напряжения прикосновения; для сложных заземлителей он определяется по формуле

, (5

5)

где l_в - длина вертикального заземлителя, м;

L_г - длина горизонтальных заземлителей, м;

а - расстояние между вертикальными заземлителями, м;

S - площадь заземляющего устройства, м²;

М - параметр, зависящий от удельного сопротивления грунта;

- коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека R_ч и сопротивлению растекания тока от ступней R_с:

.(56)

В расчетах принимают R_ч=1000 Ом; R_c=1.5_в,с.

Так как U_з = I_з R_з, то сопротивление заземляющего устройства должно быть, Ом:

, (57)

где I_з - ток, стекающий с заземлителя проектируемого заземляющего устройства при однофазном КЗ.

Если однофазное КЗ произошло в пределах электроустановки, то

, (58)

где - ток однофазного КЗ в месте повреждения;

х₀ - результирующее индуктивное сопротивление нулевой последовательности до места КЗ;

х_т1 - сопротивление нулевой последовательности трансформаторов рассматриваемой электроустановки.

Определяют общее сопротивление сложного заземлителя, преобразованного в расчетную модель, Ом:

, (59)

Где

при ; (60)

где - удельное сопротивление земли, Ом м;

L_в - общая длина вертикальных заземлителей; L_в = l_в n_в.

Полученное значение R_з должно быть меньше R_з,доп.

Если сопротивление превышает требуемые значения, то необходимо увеличение площади S, длины L_г , числа вертикальных заземлителей n_в и их длины. Всё это приводит к дополнительным расходам и на подстанциях трудно осуществимо. Эффективной мерой уменьшения опасности прикосновения является подсыпка гравия или щебня слоем 0.1-0.2 м у рабочих мест. Удельное сопротивление верхнего слоя при этом резко возрастает (5000-10000 Ом м), что снижает ток, проходящий через человека, так как сопротивление растекания тока со ступней R_c. В расчёте соответственно уменьшается коэффициент и увеличивается допустимое сопротивление заземляющего устройства.

Расчёт заземляющего устройства. Расчёт будем производить с учётом существующего заземляющего устройства. Заземляющее устройство выполняем в виде сетки из полосы мм.

Исходные данные для расчета : удельное сопротивление земли =300 Ом м; глубина заложения горизонтальных полос t=0,7м; общая длина горизонтальных полос L_г=2150 м; длина вертикальных заземлителей l_в = 3,5м с диаметром d=16мм; количество вертикальных заземлителей n_в=60; время действия релейной защиты t_р,з = 0,12 с; полное время отключения выключателя t_отк,в = 0,05 с; естественных заземлителей нет.

Рисунок 26

а) заземляющее устройство подстанции;

б) расчетная модель.

Площадь заземляющего устройства равна :

м².

Для = 0,12 + 0,05 = 0,17с находим U_пр,доп = 400 В.

Коэффициент прикосновения по формуле:

=;

здесь М = 0,5 [2];

Потенциал на заземлителе по:

= В,

что в пределах допустимого (меньше 10 кВ).

Сопротивление заземляющего устройства по:

Ом,

здесь I_з - однофазное КЗ по формуле:

А

где - ток однофазного КЗ;

х₀ - результирующее сопротивление нулевой последовательности до места КЗ, Ом, х_0* =5,01 о.е., в именованных единицах:

Ом;

х_т1 - сопротивление нулевой последовательности трансформатора, Ом, х_т1*=16.66 о.е. , в именованных единицах :

Ом.

Длина сторон ячейки:

B=5 м.

Длина полос в расчётной модели:

м.

Общая длина вертикальных:

L_в = l_в·n_в = 3,5·60 = 210 м.

Относительная глубина:

,

тогда по (7.13)

.

Общее сопротивление сложного заземлителя

Ом,

что меньше допустимого R_з,доп = 2.89 Ом.

Найдем напряжение прикосновения:

В,

что меньше допустимого значения 400 В.

Определим наибольший допустимый ток, стекающий с заземлителей подстанции при однофазном КЗ:

А.

Вывод. Из расчёта видно, что заземлители с сопротивлением 1,69 Ом не превышают допустимого значения. Напряжение прикосновения удовлетворяет условию безопасности.

7.3 Средства индивидуальной защиты

Средства индивидуальной защиты предназначены для защиты людей, работающих в электроустановках от поражения электрическим током, от воздействия электрической дуги, электромагнитного поля. К средствам относятся: очки, каски, диэлектрические перчатки, боты, калоши, индивидуальные экранирующие комплекты.

Правила применений и испытаний средств защиты, используемых в электроустановках, подразделяют электрозащитные средства на группы;

1) шланги, изолирующие, клещи изолирующие, указатели напряжения;

диэлектрические перчатки, боты, калоши, коврики, изолирующие подставки, изолирующие накладки;

экранирующий костюм;

переносные заземления.

Изолирующие штанги, в зависимости от их назначения, подразделяются на: оперативные, ремонтные и измерительные.

Для установления наличия или отсутствия напряжения на токоведущих частях используют указатели напряжения типа УВН-10, УВН-90.

В качестве основного средства защиты в установках до 1000 В применяют диэлектрические перчатки, они служат средством защиты от прикосновения при операциях с ручными приводами и т.п. При работе в распределительном устройстве во время операций, выполняемых штангой, при проверке наличия или отсутствия напряжения применяют диэлектрические боты.

Для защиты оперативно-ремонтного персонала от воздействия электромагнитных полей распределительного устройства 110 кВ служат экранирующие костюмы. В процессе эксплуатации изолирующие средства защиты периодически осматривают и испытывают повышенными напряжениями в сроки, предусмотренные правилами.

Согласно инструкции по применению и испытанию средств защиты, используемых в электроустановках, для бригады эксплуатационного обслуживания подстанции, нормы комплектования средствами защиты следующие:

изолирующие штанги (оперативные и измерительные) - 2 шт.;

указатель напряжения выше 1000 В- 4 шт.;

указатель напряжения до 1000 В - 2 шт.;

переносные заземления на 110 кВ - 2 шт.;

переносные заземления на 35 кВ - 2 шт.;

указатель напряжения для проверки совпадения фаз - 2 шт.;

диэлектрические перчатки - 4 пары;

диэлектрические боты - 1 пара;

предохранительные монтерские пояса и страховочные канаты - 2 шт.;

защитные очки - 2 пары;

защитный щиток для электросварщика - 2 шт.;

изолированный инструмент - 2 комплекта;

диэлектрические ковры и изолирующие накладки - 2 шт.;

плакаты и знаки безопасности;

защитные каски для каждого члена бригады.

7.4 Контроль изоляции

В сетях переменного тока выше 1 кВ с изолированной нейтралью, как правило, должен выполнятся автоматический контроль изоляции, действующей на сигнал при снижении изоляции одной из фаз ниже заданного значения, с последующем контролем асимметрии напряжения при помощи показывающего прибора.

Допускается осуществлять контроль изоляции путем периодических измерений напряжения с целью визуального контроля асимметрии напряжения.

Принцип действия контроля изоляции кабельных линий, сети переменного тока, основан на измерении напряжения нулевой последовательности, возникающего при коротком замыкании одной из фаз на землю.

Для контроля изоляции линий, отходящих от распределительного устройства, используется селективная сигнализация от замыканий на землю с действием на сигнал.

В электрической сети при однофазном замыкании на землю через перемежающую дугу происходят феррорезонансные процессы, которые приводят к повреждению трансформаторов напряжения.

Применяется антирезонансный трансформатор. Схема соединения представлена на рисунке 14.

Рисунок 27 - Схема включения приборов и реле в обмотки трансформаторов напряжения

7.5 Противопожарные мероприятия

Электрическая подстанция относится по пожарной опасности к категории В, а помещение аккумуляторной батареи к категории Б взрывопожарной опасности.

Пожары, связанные с эксплуатацией электроустановок, происходят, главным образом, от коротких замыканий, из-за нарушения правил эксплуатации нагревательных приборов; от перегрузки оборудования; от образования больших местных переходных сопротивлений; от электрических искр и дуг.

7.6 Трансформаторы

Источником возгорания в масляных трансформаторах может стать короткое замыкание при перенапряжении или по причине износа изоляции, либо пробой воздушного промежутка между вводами. Возникающая дуга, имеющая температуру 3000-4000° С, вызывает пиролиз трансформаторного масла. При достаточной длительности этого процесса, давление газов от выделяющихся продуктов разложения масла может вызвать частичную или полную разгерметизацию бака. Масло при соприкосновении с кислородом, при высокой температуре легко воспламеняется, благодаря продуктам пиролиза, от открытого пламени. Если не принять меры к тушению возгорания, то расширяющееся от нагрева масло будет активно вытекать из бака и распространится по территории.

Поэтому трансформаторы должны оборудоваться выхлопной системой для своевременного снижения давления внутри бака, а также устройствами газовой защиты. Под каждым трансформатором необходимо организовать бетонный резервуар - маслоприемник, объемом 55 куб.м для приема вытекающего масла в маслоотвод. Поступающая дождевая вода должна своевременно откачиваться. При этом необходимо ограничивать доступ воздуха к маслу в яме под трансформатором, засыпав крупным щебнем покрывающую ее сетку. Таким образом, можно отделить горючее вещество от окислительной среды. Расстояние между трансформаторами должно соответствовать допустимому противопожарному разрыву в 15 метров, в противном случае необходимо сооружение огнеупорной перегородки.

Рисунок 28 - Технологическая схема отвода и очистки замасленных стоков трансформатора:

1 - трансформатор: ТДТН -25000/110/35/10; 2 - маслоприемник; 3 - дренажно-гравийная засыпка; 4 - маслоотвод; 5 - маслосборник; 6 - насос; 7 - трубопровод; 8 - колодец; 9 - фильтр; 10 -ливневая канализация.

7.7 Помещение ОПУ

ОПУ относится к категории Д по пожарной опасности. Для помещения ОПУ предусмотрены следующие средства пожаротушения: 2 углекислотных огнетушителя ОУ-8, 1 пенный огнетушитель ОХП-10, ящик с песком объемом 1куб. метр и лопата, войлок 2х2 м, (по ГОСТ-12.4.009-83). В обязательном порядке все комнаты в ОПУ оборудуются системой пожарной сигнализации.

7.8 Кабели

По территории кабели проложены в бетонных кабельных лотках, но это не исключает проникновения в них внешнего источника замыкания. Изоляция кабелей состоит из горючих материалов, способных самостоятельно гореть и после исчезновения внешнего источника. Одной из возможных причин возгорания кабелей могут стать токи утечки, появляющиеся при локальных повреждениях изоляции, поэтому их необходимо своевременно определять. В условиях данного объекта для локализации возгораний возможна облицовка кабелей специальными огнеупорными составами из эластичных материалов, которые не ухудшают охлаждение кабеля. При нагревании они вспучиваются и выдерживают от 30 до 60 минут открытого пламени. Для заделки проходов кабелей через перегородки необходимо использовать огнестойкую штукатурку.

7.9 Помещение АКБ

При работе АКБ возможно выделение сероводорода, который при концентрации 61 г/м³ способен самовозгореться со взрывом, поэтому в обязательном порядке помещение оборудуется системой стационарной принудительной приточно-вытяжной вентиляцией с производительностью 219 мі/ч и кроме того естественной вытяжной вентиляцией, обеспечивающий однократный обмен воздуха в час. Высота вентиляционной шахты - 1,5 м от уровня крыши ОПУ, привод системы вентиляции имеет взрывобезопасное исполнение. Системы окрашиваются негорючими красками, и помещение ограничивается по допуску для посторонних лиц.

7.10 Молниезащита ОРУ

Молниезащита подстанции осуществляется в соответствии с «Инструкцией по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений».

Территория подстанции находится в районе с грозовой деятельностью до 40 часов в году.

С экономической точки зрения, мы должны в качестве молниеприемников использовать уже имеющиеся металлические конструкции подстанции. Так как на подходе к подстанции мы имеем опору ВЛ 110кВ h=24.7м с одной стороны и две опоры ВЛ 35кВ h=22м с другой стороны, то пробуем установить по одному молниеотводу по 5 м и сечением не менее ф-100мм на каждую опору. Далее просчитываем защиту объектов подстанции от ударов молнии.

Зону защиты просчитываем для двух стержневых молниеотводов разной высоты.

Рисунок 28

Расчет проведем для первого и второго молниеотвода:

Где: ro1=1,5h=1,5·30=45м;

ro2=1,5h=1,5·27=40,5м;

Где: hc1=ho1-0,14·(L-1,5h1)=27,6-0,14·(120-1,5·30)=17,1м;

hc2=24,8-0,14·(120-1,5·27)=13,7м.

hо1=0,92h=0,92·30=27,6м;

hо2=0,92h=0,92·27=24,8м;

Далее находим радиус защиты на уровне самого высокого объекта подстанции т.е. hх=8м.

Находим ширину защищаемого коридора по центру между двумя опорами:

В таком порядке рассчитываем зону молниезащиты между первым и третьим молниеприемниками.

После этих расчетов рисуем зону молниезащиты на уровне h=8м.

Из рисунка в приложении мы видим, что не защищённым объектом осталось КРУ-10кВ, высота которого 5м. Проводим расчет для высоты h=5м для первой опоры, из чего видно, что и на уровне пяти метров опора не защищает. Возникает необходимость установить отдельно стоящий молниеотвод около КРУ-10кВ, высоту которого рассчитаем по формуле:

Устанавливаем молниеотвод высотой 21м и просчитываем зону между первым и четвертым молниеотводом:

ho4=0,92h=0,92·21=19,3м;

ro4=1,5h=1,5·21=31,5м;

Рисуем зону защиты (приложение ?) и видим , что зона покрывает все объекты подстанции.

7.11 Освещение на ОРУ

На подстанции предусмотрено рабочее и аварийное освещение. Территория подстанции освещается прожекторами, питающимися от сети переменного тока напряжением 220 В. Аварийное освещение, осуществляется от переносных светильников с лампами накаливания на напряжение 12 В.

Выбор мощности и количества прожекторов освещения ОРУ производится в соответствии с нормами, установленными в.

Суммарный световой поток:

F = Е_нSK_зK_п =550001,51,5 = 56250 лм; (58)

где Е_н = 5 лк - нормируемая наименьшая освещенность, для ОРУ;

K_з =1,5 - коэффициент запаса, учитывающий потери света от загрязнения отражателя, защитного стекла, лампы;

K_п = 1,5 - коэффициент, учитывающий потери света в зависимости от конфигурации освещаемой площади;

S = 5000 мІ - площадь ОРУ, S = 10050 = 5000 мІ.

Выбираем для освещения ОРУ прожекторы ПКН с галогеновыми лампами 1000 Вт.

Найдем необходимое количество прожекторов:

(59)

где - КПД светового потока;

лм - световой поток лампы прожектора.

.

Определим высоту установки прожектора:

м, (60)

где =75000 кд - максимальная сила света прожектора.

7.12 Электромагнитные поля в производственных условиях

7.12.1 Влияние электромагнитных полей на организм человека

Под влиянием ЭМП и излучений наблюдаются: общая слабость, повышенная усталость, потливость, сонливость, а также расстройство сна, головная боль, боль сердца. Появляется раздражение, потеря внимания, растет длительность речедвигательной и зрительно-моторной реакций, повышается граница обонятельной чувствительности. Возникает ряд симптомов, которые являются свидетельством нарушения работы отдельных органов - желудка, печени, селезенки, поджелудочной и других желез. Угнетаются пищевой и половой рефлексы.

Регистрируются изменения артериального давления, частота сердечного ритма, форма электрокардиограммы. Это свидетельствует о нарушении деятельности сердечно - сосудистой системы. Фиксируются изменения показателей белкового и углеводного обмена, увеличивается содержание азота в крови и моче, увеличивается количество лейкоцитов, тромбоцитов, возникают и другие изменения состава крови.

Одним из серьезных эффектов, обусловленных СВЧ облучением, есть повреждение органов зрения. На низких частотах такие эффекты не наблюдаются и поэтому их нужно считать специфическими для СВЧ диапазона. Степень поражения зависит от интенсивности и длительности облучения.

Предельно допустимые уровни электромагнитных полей:

1. Оценка и нормирование электромагнитных полей осуществляется
раздельно по напряженности от времени воздействия.

2. ПДУ напряженности электромагнитных полей указаны в таблице 44.

Таблица 44 - ПДУ воздействия периодического магнитного поля частотой 50Гц

7.12.2 Защита от электромагнитных излучений

Для уменьшения ЭМП на персонал и население, которое находится в действия радиоэлектронных средств, следует применять ряд защитных мероприятий. В их число могут входить организационные, инженерно - технические и врачебно - профилактические. Осуществление организационных и инженерно - технических мероприятий возложены, прежде всего, на органы санитарного надзора.

Еще на стадии проектирования должно быть обеспечено такое взаимное расположение облучающих и облучаемых объектов, которые бы сводило к минимуму интенсивность облучения людей. Поскольку полностью избежать облучения невозможно, следует уменьшить вероятность проникновения людей в зоны с высокой интенсивностью ЭМП, сократить время их нахождения под облучением. Мощность источников излучения должна быть минимально необходимой.

При защите от излучения с помощью экрана должно учитываться затухание волны прохождении через экран (например, через лесную полосу). Для экранирования можно использовать растительность. Специальные экраны в виде отражающих и радиопоглощающих щитов дорогие, малоэффективны и используются очень редко.

Локальная защита более эффективна и используется часто. Она базируется на использовании радиозащитных материалов, которые обеспечивают высокое поглощение энергии излучения в материале и отражение от его поверхности. Для экранирования путем отражения используют металлические листы и сетки с хорошей проводимостью. Защиту помещений от внешних излучений можно осуществить путем оклейки стен металлизированными обоями; защиты окон сетками, металлизированными шторами. Облучение в таком помещении сводится к минимуму, а отраженное от экранов излучение перераспределяется в пространстве и попадает на другие объекты.

К инженерно-техническим средствам защиты также принадлежат:

- конструктивная возможность работать на сниженной мощности в процессе наладки, регулировки и ремонта;

- дистанционное управление.

Для защиты тела используется одежда из металлизированных тканей и радиопоглощающих материалов. Металлизированная ткань состоит из хлопковых или капроновых ниток, спирально обвитых металлической проволокой. Таким образом, эта ткань, как и металлическая сетка (при расстоянии между нитками до 0,5 мм) ослабляет излучение не менее, чем на 20 - 30 дБ. При сшивании деталей защитной одежды следует обеспечить контакт изолированных проводников. Поэтому электрогерметизация швов проводится электропроводными растворами или клеями (экранизирующие комплекты типа ЭП - 1).

Глаза защищают специальными очками со стеклами с нанесенной на внутреннюю сторону проводящей пленкой двуокиси олова. Резиновая оправа очков имеет запрессованную металлическую сетку или обклеена металлизированной тканью. Этими очками излучение НВЧ ослабляется на 20 - 30 дБ.

Коллективные и индивидуальные средства защиты могут обеспечить безопасную длительную работу персонала на радио объектах.

8 Экономическая часть

Расчет экономических показателей Западных сетей

Вид деятельности: торговля и распределение электроэнергии

8.1.1 Определяемся с фондом заработанной платы рабочих и служащих наших сетей.

Таблица 45

8.1.2 Составление сметы капитальных вложений на сооружение линий и подстанций

Смета - экономический документ, характеризующий предел допустимых затрат на сооружаемый объект. Смета служит исходным документом для планирования капитального строительства. Первоначальный сметно-финансовый расчет представлен в табл. 46

Капитальные вложения определяются по укрупненным показателям стоимости каждого элемента

Таблица 46

К=29115тыс.руб.

8.1.3 Постоянные затраты

Постоянная часть затрат по подстанциям:

- подготовка и благоустройство территории -1250тыс.руб.

- общеподстанционный пункт управления собственных нужд -1300тыс. руб.- подъездные и внутреплощадные дороги - 800 тыс.руб.

- средства связи и телемеханики - 1700 тыс. руб.

- внешние сети (канализация) - 350 тыс. руб.

- прочие затраты - 1050 тыс. руб.

Всего 6450 тыс. руб.

8.1.4 Определение производственных затрат при передаче и распределение электроэнергии

План по себестоимости продукции в электросетевых хозяйствах в основе имеет калькуляцию для определения себестоимости при передаче и распределение электроэнергии. Калькуляция включает следующие статьи:

1. Доля заработной платы производственных рабочих и служащих приходящаяся на подстанцию НПЗ составляет 9%:.

9%·Зз/п=0,09·16235,2=1452,168 тыс.руб.

3. Отчисления на социальное страхование:

(26%·Зз/п)·9%=0,26·16135,2·0,09=377,563 тыс.руб.

4. Расходы на ремонт и содержание оборудования:

2,8%·19680+8,2%·9435= 0,028·19680+0,082·9435=1324,71т.руб.

5. Определяем долю постоянной части затрат для подстанции НПЗ:

9%·6450=0,09·6450=580,5 тыс.руб.

Согласно Налоговому кодексу РФ оборудование и силовые машины входят в 6-ю амортизационную группу. Мы назначаем срок линейную амортизацию сроком 10 лет. Определимся с ежегодными отчислениями на амортизацию:

тыс.руб.

8.1.5 Себестоимость электроэнергии

Оплата за полученную электроэнергию с учетом потерь в ЛЭП(потери активной энергии в ЛЭП составляют 2% от передаваемой мощности).

Определим нагрузку в начале ЛЭП, с учетом потерь в трансформаторах нагрузка на ЛЭП в конце линии составляет 20,12МВт

МВт/ч

Энергия:

(61)

W=20520·8760=179755,2 МВтч=179755200 кВтч;

Оплата за поставленную электроэнергию(стоимость 1кВт/ч=33,57 коп.):

179755200·0,3357=60343,82тыс.руб.

Проданная электроэнергия с учетом потерь и расходов на собственные нужды:

19900·8760=174324 МВт/ч

Общие затраты (расходы):

60343,82+2911,5+1324,71+377,563+1452,168+580,5=66990,261 тыс.руб.

Себестоимость электроэнергии:

С/С=66990,261тыс.руб /174324000 кВтч =

= 38,43 коп.кВт/ч.

Назначив цену за кВт/час продаваемой электроэнергии мы можем подсчитать прибыль для нашего случая.(назначаем цену равной 70 коп.кВт/час)

Находим доход от продажи электроэнергии:

174324000·70=122026,8 тыс.руб.

Подсчитываем прибыль (предварительную):

122026,8-66990,261=55036,539 тыс.руб.

Выполняем расчет по налогу на прибыль(ставка налога 24%):

55036,539·0,24=13208,769 тыс.руб.

Находим чистую прибыль:

55036,539-13208,769=41827,77 тыс.руб.

С каждого кВт/ч на возмещение затрат за кап. строительство подстанции и ЛЭП Л-14-1,2 приходится:

коп.

8.2 Доходы организаций

Из положения по бухгалтерскому учету «Доходы организации» (ПБУ 9/99)

Положение по бухгалтерскому учёту устанавливает правила формирования в бухгалтерском учете информации о доходах коммерческих организаций (кроме кредитных и страховых организаций), являющихся юридическими лицами по законодательству Российской Федерации.

Применительно к настоящему Положению некоммерческие организации (кроме бюджетных учреждений) признают доходы от предпринимательской и иной деятельности.

Доходами нашей организации признается увеличение экономических выгод в результате поступления активов от продажи электроэнергии, приводящее к увеличению капитала этой организации(выручка).

Для целей бухгалтерского учета организация самостоятельно признает поступления доходами от обычных видов деятельности, характера своей деятельности, вида доходов и условий их получения.

Выручка принимается к бухгалтерскому учету в сумме, исчисленной в денежном выражении, равной величине поступления денежных средств и иного имущества и (или) величине дебиторской задолженности.

Если величина поступления покрывает лишь часть выручки, то выручка, принимаемая к бухгалтерскому учету, определяется как сумма поступления и дебиторской задолженности (в части, не покрытой поступлением).

Величина поступления определяется исходя из цены, установленной договором между организацией и покупателем (заказчиком).

При продаже продукции выручка принимается к бухгалтерскому учету в полной сумме дебиторской задолженности.

При образовании в соответствии с правилами бухгалтерского учета резервов сомнительных долгов величина выручки не изменяется.

8.3 Расходы организаций

Из положение по бухгалтерскому учету «Расходы организации» (ПБУ 10/99)

Положение по бухгалтерскому учету устанавливает правила формирования в бухгалтерском учете информации о расходах коммерческих, являющихся юридическими лицами по законодательству Российской Федерации.

Расходами организации признается уменьшение экономических вы
год в результате выбытия активов (денежных средств, иного имущества) и
(или) возникновения обязательств, приводящее к уменьшению капитала
этой организации, за исключением уменьшения вкладов по решению участников (собственников имущества).

Затраты могут быть признанны в качестве расходов при соблюдении следующих условий:

* затраты должны быть экономически оправданными;

* оценка затрат выражается в денежной форме;

* затраты должны подтверждаться документами, оформленными в соответствии с законодательством Российской Федерации;

* затраты должны быть произведены для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.

Расходами по обычным видам деятельности являются расходы, связанные с изготовлением продукции и продажей продукции, приобретением товаров. Такими расходами также считаются расходы, осуществление которых связано с выполнением работ.

Расходами по обычным видам деятельности считается также возмещение стоимости основных средств, нематериальных активов и иных амортизируемых активов, осуществляемых в виде амортизационных отчислений.

Расходы по обычным видам деятельности принимаются к бухгалтерскому учету в сумме, исчисленной в денежном выражении, равной величине оплаты в денежной и иной форме или величине кредиторской задолженности.

Расходы по обычным видам деятельности формируют: расходы, связанные с приобретением сырья, материалов, товаров и

иных материально-производственных запасов;

расходы, возникающие непосредственно в процессе транспортировки и трансформации электроэнергии, а также перепродажи электроэнергии (расходы по содержанию и эксплуатации основных средств и иных внеоборотных активов, а также по поддержанию их в исправном состоянии, коммерческие расходы, управленческие расходы и др.).

При формировании расходов по обычным видам деятельности
должна быть обеспечена их группировка по следующим элементам:

материальные затраты; затраты на оплату труда; отчисления на социальные нужды; амортизация; прочие затраты.

Для целей управления в бухгалтерском учете организуется учет расходов по статьям затрат. Перечень статей затрат устанавливается организацией самостоятельно.

Для целей формирования организацией финансового результата
деятельности от обычных видов деятельности определяется себестоимость проданной электроэнергии, работ, услуг, которая формируется на базе расходов по обычным видам деятельности.

Правила учета затрат на производство продукции, продажу товаров, выполнение работ и оказание услуг в разрезе элементов и статей, исчисления себестоимости продукции (работ, услуг) устанавливаются отдельными нормативными актами и Методическими указаниями по бухгалтерскому учету.

В прочие расходы (операционные) можно отнести, расходы, связанные с продажей, выбытием и прочим списанием основных средств и иных активов.

8.4 Налог на прибыль

Порядок исчисления и уплаты налога определён Налоговым кодексом РФ(часть вторая, гл.25 «Налог на прибыль организаций).

Объектом налогооблажения является прибыль, полученная налогоплательщиком. При этом прибылью признается:

- полученный доход, уменьшенный на величину производственных расходов, определяемых в соответствии с Кодексом;

Все доходы, получаемые организациями, подразделяются на три группы:

1) доходы от реализации товаров (работ, услуг), ценных бумаг и имущественных прав;

2) внереализационные доходы;

3) Доходы, не учитываемые в целях налогооблажения.

Налоговой базой является денежное выражение прибыли, подлежащей нологооблажению.

Для большинства организаций ставка налога на прибыль установлена в размере 24%. При этом сумма зачисляется:

* в федеральный бюджет - 5%;

* в бюджеты субъектов Российской Федерации - 17%;

* в местные бюджеты - 2%.

Налоговым периодом по налогу является календарный год.

Отчетными периодами по налогу признаются:

* в случае уплаты налога налогоплательщиками авансовыми платежами исходя из предполагаемой прибыли -- первый квартал, полугодие и девять месяцев календарного года;

* для налогоплательщиков, исчисляющих ежемесячные авансовые платежи исходя из фактически полученной прибыли, -- месяц, два месяца, три месяца и т. д. до окончания календарного года.

Все налогоплательщики независимо от наличия у них обязанности по уплате налога и (или) авансовых платежей по налогу, особенностей исчисления и уплаты налога обязаны по истечении каждого отчетного и налогового периода представлять в налоговые органы по месту своего нахождения и месту нахождения каждого обособленного подразделения налоговые декларации. Установлены следующие сроки представления налоговых деклараций:

за отчетный период -- не позднее 28 дней со дня окончания от
четного периода;

за налоговый период -- не позднее 28 марта года, следующего за
истекшим налоговым периодом.

9 Релейная защита и автоматика на подстанции «НПЗ»

9.1 Выбор видов защиты для оборудования подстанции

Для защиты электрооборудования подстанции, согласно ПУЭ 3.2, необходимо подстанцию оборудовать системами релейной защиты для:

-автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей; если повреждение (например, замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью) непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие релейной защиты только на сигнал;

-реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы (например, перегрузку); в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на отключение тех элементов, оставление которых в работе может привести к возникновению повреждения.

На каждом из элементов электроустановки предусмотрена основная защита, предназначенная для ее действия при повреждениях в пределах всего защищаемого элемента со временем, меньшим, чем у других установленных на этом элементе защит. Для действия при отказах защит или выключателей смежных элементов предусматриваем резервную защиту, предназначенную для обеспечения дальнего резервного действия. Если основная защита элемента обладает абсолютной селективностью (высокочастотная защита, продольная и поперечная дифференциальные защиты), то на данном элементе установлена резервная защита, выполняющая функции не только дальнего, но и ближнего резервирования, т.е. действующая при отказе основной защиты данного элемента или выведении ее из работы. Если в качестве основной защиты от замыканий между фазами применена дифференциально-фазная защита, то в качестве резервной применена трехступенчатая дистанционная защита. Устройства релейной защиты должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения целостности электрооборудования, что в свою очередь повлияет на быстрое восстановление работоспособности оборудования. обеспечение возможности восстановления нормальной работы путем успешного действия АПВ и АВР. Возможность точного срабатывания обеспечивается правильным выбором устройств РЗА по своим параметрам и исполнению/

Если в релейной защите имеются цепи напряжения, нужно применять устройства:

-автоматически выводящие защиту из действия при отключении автоматических выключателей, перегорании предохранителей и других нарушениях цепей напряжения (если эти нарушения могут привести к ложному срабатыванию защиты в нормальном режиме), а также сигнализирующие о нарушениях этих цепей;

-сигнализирующие о нарушениях цепей напряжения, если эти нарушения не приводят к ложному срабатыванию защиты в условиях нормального режима, но могут привести к излишнему срабатыванию в других условиях (например, при КЗ вне защищаемой зоны).

На каждом из элементов электроустановки должна быть предусмотрена основная защита, предназначенная для ее действия при повреждениях в пределах всего защищаемого элемента с временем меньшим, чем у других установленных на этом элементе защит.

9.1.1 Защита трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 110 кВ

Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

-витковых замыканий в обмотках;

-многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

-однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной;

-токов в обмотках, обусловленных внешним КЗ;

-токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

-понижения уровня масла;

-однофазных замыканий на землю в сетях 3 - 10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности.

Для трансформаторов мощностью 6,3 МВ·А и более должна быть предусмотрена газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла.

Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

Для защиты контакторного устройства РПН с разрывом дуги в масле следует предусматривать отдельное газовое реле.

Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должна быть предусмотрена:

-продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на трансформаторах мощностью 6,3 МВ·А и более;

Все перечисленные защиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора.

От токов КЗ в понижающих трансформаторах мощностью более 1 МВ·А, должна быть предусмотрена максимальная токовая защита с действием на отключение, с комбинированным пуском напряжения или без него.

9.1.2 Защита воздушных линий в сетях напряжением 35 кВ с изолированной нейтралью

Необходимо предусмотреть в сетях 35 кВ с изолированной нейтралью устройства релейной защиты от многофазных замыканий и однофазных замыканий на землю.

Защиту от многофазных замыканий следует предусматривать в двухфазном двухрелейном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения. В целях повышения чувствительности к повреждениям за трансформаторами с соединением обмоток звезда - треугольник допускается выполнение трехрелейной защиты.

Защиту от однофазных замыканий на землю следует выполнять, как правило, с действием на сигнал. Для осуществления защиты допускается использовать устройство контроля изоляции.

На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должны быть установлены преимущественно ступенчатые защиты тока или ступенчатые защиты тока и напряжения.

9.1.3 Защита воздушных и кабельных линий в сетях напряжением 3 - 10 кВс изолированной нейтралью

Для линий в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю.

Защиту от многофазных замыканий следует предусматривать в двухфазном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения.

Защита должна быть выполнена одно-, двух- или трехрелейной в зависимости от требований чувствительности и надежности.

На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться, как правило, двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а вторая - в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени.

Защита от однофазных замыканий на землю будет выполнена в виде:

-селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на сигнал.

Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена, с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности. Защита в первую очередь должна реагировать на установившиеся замыкания на землю.

9.1.4 Защита шин, защита на секционном выключателе

В качестве защиты сборных шин подстанций 35 кВ и выше следует предусматривать, как правило, дифференциальную токовую защиту без выдержки времени, охватывающую все элементы, которые присоединены к системе или секции шин. Защита должна осуществляться с применением специальных реле тока, отстроенных от переходных и установившихся токов небаланса (например, реле, включенных через насыщающиеся трансформаторы тока, реле с торможением).

Дифференциальная защита должна быть выполнена с устройством, контроля исправности вторичных цепей задействованных трансформаторов тока, действующим с выдержкой времени на вывод защиты из работы и на сигнал.

При наличии трансформаторов тока, встроенных в выключатели, для дифференциальной защиты шин и для защит присоединений, отходящих от этих шин, должны быть использованы трансформаторы тока, размещенные с разных сторон выключателя, чтобы повреждения в выключателе входили в зоны действия этих защит.

Если выключатели не имеют встроенных трансформаторов тока, то в целях экономии следует предусматривать выносные трансформаторы тока только с одной стороны выключателя и устанавливать их по возможности так, чтобы выключатели входили в зону действия дифференциальной защиты шин. Специальные устройства релейной защиты для одиночной секционированной и двойной систем шин 6-10 кВ понижающих подстанций, как правило, не следует предусматривать, а ликвидация КЗ на шинах должна осуществляться действием защит трансформаторов от внешних КЗ и защит, установленных на секционном или шиносоединительном выключателе.

9.2 Выбор поставщика оборудования и типоисполнение терминалов РЗА

Проблема надежности становится одной из важнейших в технике, в том числе и в электроэнергетике. В результате неоправданной экономии затрат на обеспечение надежности электроснабжения, ежегодно происходят серьезные аварии в энергосистемах, в результате которых недоотпуск электроэнергии потребителям исчисляется в миллионах киловатт-часов.

Изучение отечественного и зарубежного опыта показывает, что вложение капитала в повышение уровня релейной защиты и автоматизации (РЗА) энергетических объектов экономически выгодно, т. к. приводит к значительному снижению ущерба от перерыва в подаче электроэнергии, повышению удобства в эксплуатации и т. д.

При всем многообразии типов электроэнергетических объектов, зачастую наиболее оправдано использование современных микропроцессорных (цифровых) реле и терминалов, т. к. цифровым устройствам РЗА присущи некоторые положительные свойства, полностью отсутствующие у аналоговых реле:

-непрерывная самодиагностика и высокая аппаратная надежность (исключает ущерб от прекращения электроснабжения из-за выхода из строя устройств РЗА);

-регистрация и запись параметров аварийных режимов (исключает необходимость затрат на приобретение, установку и обслуживание дополнительных приборов и аппаратов);

-дистанционная проверка и изменение параметров срабатывания (уставок) устройств РЗА и передача всей информации о их состоянии и срабатываниях (значительная экономия средств, повышение удобства и качества эксплуатации);

-многофункциональность устройств РЗА (значительно снижает весо-габаритные показатели, стоимость конструкции и монтажа);

-ускорение отключения КЗ (снижает размеры повреждений, дает возможность уменьшить сечение проводов, что дает существенную экономию);

Кроме того, повышается точность расчета и выставления уставок РЗА, осуществляется диагностика и профилактический контроль первичного оборудования, улучшается техника безопасности и появляется масса других преимуществ, которые не всегда можно оценить в денежном выражении.

Исходя из вышесказанного и учитывая приказ РАО «ЕЭС России» N 197 от 27.06.96 целесообразно сделать упор на применении цифровых защит ООО “АББ Автоматизация”, использовать эти защиты на вновь проектируемых энергообъектах и проводить техперевооружение в первую очередь при реконструкции подстанций и электростанций, считать эти защиты одним из иерархических уровней АСУ ТП подстанций, электростанций. Совместное предприятие ООО «АББ Автоматизация» производит и поставляет современные микропроцессорные средства и системы РЗА различной сложности для энергообъектов любого уровня напряжения. Они протестированы в России в соответствии с высшими стандартами и адаптированы к требованиям российских энергообъектов.

9.2.1 Защита трансформатора

Для защиты трехобмоточного трансформатора ТДТН-25000/110/35/10 кВ выбрана цифровая защита трансформатора RET 521*2.3.Цифровой терминал защит трансформатора RET 521 предназначен для быстрого и селективного отключения повреждений, а так же для выполнения функций управления двухобмоточных и трехобмоточных трансформаторов, автотрансформаторов, блоков генератор трансформатор и шунтирующих реакторов.

Гибкость защиты обеспечивает ее применение в любых условиях. Мощные и ответственные трансформаторы такие, как блочные или сетевые, могут защищаться двумя комплектами RET 521 и включать одинаковые функции защит для обеспечения резервирования.

RET 521 обеспечивает адаптацию уставок к номинальным параметрам как самого трансформатора так и измерительных трансформаторов благодаря возможности выбора уставок в процентном отношении (%) от номинальных значений трансформатора.

Основными особенностями терминала RET 521 являются:

-Многофункциональный терминал защиты трансформатора в компактном исполнении.

-Цифровая защита с улучшенными свойствами.

-Защита силовых трансформаторов, блоков генератор-трансформатор и реакторов.

-Не требуется применения промежуточных трансформаторов тока.

-Адаптация к объекту защиты благодаря широким возможностям задания уставок и конфигурирования.

-Модульный принцип построения. аппаратно-программного обеспечения

-Дифференциальная защита трансформатора:

-Двух/трехобмоточных трансформаторов с 2, 3 или большим количеством групп ТТ

-Устойчивость к внешним повреждениям благодаря широкому выборутормозных характеристик

-Стабильность при внешних повреждениях в схемах подключения с несколькими выключателями (разъединителелями)

-Отстройка от броска намагничивающего тока с двумя вариантами торможения по второй гармонике и по форме волны.

-Внутренняя подстройка к коэффициентам ТТ и векторной группе защищаемого трансформатора

-Трехфазная МТЗ с обратнозависимой и независимой характеристикой выдержки времени. Три независимых модуля защиты могут быть привязаны к любой стороне трансформатора.

-Токовая защита от замыканий на землю с обратнозависимой и независимой характеристикой выдержки времени с возможностью заказа направленности. Три независимых модуля могут быть привязаны к любой стороне трансформатора.

-Одно- или трехфазная защита от перенапряжения с независимой или обратнозависимой выдержкой времени для любой стороны трансформатора, а также нейтрали.

-Одно- или трехфазная защита от понижения напряжения с независимой

-выдержкой времени для одной из сторон трансформатора.

-Защита от тепловой перегрузки.

-Регулирование напряжения под нагрузкой для одного трансформатора или группы трансформаторов, работающих параллельно.

-Отображение на дисплее терминала рабочих значений.

-Отображение на дисплее терминала записи событий.

-Постоянный самоконтроль и диагностика.

-Регистрация анормальных режимов и сохранение данных для последующего отображения на ПК.

-Дисплей на передней панели с навигационными клавишами для перемещения по меню и передний оптический порт для подключения ПК.

-Два независимых задних порта дистанционной связи для систем мониторинга и управления подстанции.

Дифференциальная защита трансформатора, DIFP

Функция дифференциальной защиты является одной из наиболее важных функций защиты трансформатора с точки зрения быстродействия и селективности. Терминал RET 521 обеспечивает внутреннюю адаптацию к различным коэффициентам трансформации ТТ и группам соединения обмоток защищаемого трансформатора, что позволяет непосредственно подключать терминал во вторичные цепи ТТ, соединенные по схеме звезда с нулевым проводом. Так же обеспечивается исключение составляющих нулевой последовательности, но данная операция может быть исключена. По условиям уставок терминал может применяться для защиты трансформаторов с устройством РПН или без него, шунтирующих реакторов или фидеров в пределах подстанции. Защита адаптирована к сквозным коротким замыканиям. Ток срабатывания дифференциальной защиты может быть выбран с учетом положения устройства РПН, чем обеспечивается высокая чувствительность терминала. Защита надежно отстроена от бросков намагничивающих токов и перевозбуждения. Также обеспечивается стабильность при бросках тока при восстановлении системы и в условиях насыщения ТТ при внешних повреждениях. Для повышения устойчивости используется поперечная блокировка между фазами, которая при необходимости может быть выведена.

В состав защиты входит дифференциальная токовая отсечка без торможения для быстрого отключения тяжелых внутренних повреждений. В терминале так же производится отображение рабочих параметров дифференциальных токов и тормозного тока, а также положения РПН.

Рисунок 21 Схема подключения терминала RET 521.

Трехфазная максимальная токовая защита с выдержкой времени, TOC

Три программных модуля трехфазной двухступенчатой максимальной токовой защиты могут быть включены в состав терминала. Каждый из них может быть закреплен за отдельной стороной трансформатора. Максимальная токовая защита является резервной защитой трансформатора при внутренних и внешних повреждениях. Вторая ступень защиты может быть выбрана с независимой или инверсной характеристикой выдержки времени, а первая ступень только с независимой выдержкой времени. Обе ступени имеют отдельные блокирующие входы. Первая ступень может использоваться как защита шин низкого напряжения с малой выдержкой времени и блокировкой. При этом пусковые органы максимальных токовых защит фидеров на шинах низкого напряжения должны блокировать эту защиту (быть подключены на блокирующий вход).

Трехфазная максимальная токовая защита может быть заказана направленной индивидуально для каждой ступени. Для целей поляризации используется напряжение неповрежденной фазы. При очень низких значениях поляризующего напряжения функция максимальной токовой защиты может быть заблокирована или переведена в ненаправленный режим. Есть возможность отображения рабочего значения максимального тока.