Реконструкция электрической подстанции

Устранение неисправностей, а также повреждений непредвиденного характера должно производиться при очередном капитальном ремонте, техническом обслуживании. Повреждения, которые могут привести к аварии, должны устраняться немедленно.

Для обеспечения планирования работ должны составляться годовые и месячные планы и графики технического обслуживания и ремонта ВЛ.

Годовые планы работ по техническому обслуживанию и ремонту ВЛ составляются службой линий или руководством РЭС на основании многолетних графиков.

Планы материально-технического снабжения должны полностью соответствовать объемам и срокам, предусмотренным планом проведения капитального ремонта.

Объемы работ по техническому обслуживанию и капитальному ремонту ВЛ определяются на основании результатов измерений, проверок и осмотров.

Для обеспечения нормальной эксплуатации ВЛ и контроля за выполнением работ по техническому обслуживанию и ремонту осуществляется ведение технической документации.

Техническая документация ВЛ - утвержденный проект, паспорт ВЛ, рабочие чертежи и схемы, исполнительная трасса (профиль), журналы монтажа, акты на скрытые работы, протоколы испытаний и измерений, акты измерений и осмотров, акты приемки в эксплуатацию, материалы учета технического обслуживания и ремонта ВЛ - должна храниться в ПЭС.

15.3 Основные неисправности

Нарушения и неисправности на трассах:

наличие на краю просеки отдельных деревьев, угрожающих падением на провода ВЛ или разрастанием в сторону ВЛ на недопустимые расстояния;

недостаточная ширина просеки по трассе ВЛ; наличие под проводами деревьев и кустарников высотой 4 м и более; выполнение на трассе в охранных зонах различных работ без письменного согласования с предприятием, эксплуатирующим ВЛ;

Неисправности опор и фундаментов:

отсутствие условных обозначений, нумерации опор, предупредительных плакатов: наклон опор вдоль или поперек линии сверх допустимых норм, деформация отдельных частей опоры, отсутствие соосности стоек и подножников у опор с оттяжками;

заглубление фундаментов опор, стоек железобетонных опор или приставок деревянных опор менее предусмотренного проектом;

отсутствие или неправильная установка ригелей, предусмотренных проектом;

неудовлетворительная трамбовка грунта при установке опор;

оседание или вспучивание грунта вокруг фундамента, оседание или выдавливание фундамента;

трещины и повреждения приставок, фундаментов, опор;

коррозия деталей опоры и металлических подножников, дефекты заклепочных и болтовых соединений;

деформация элементов опоры и дефекты сварных швов; неисправности крепления деталей деревянных опор;

отсутствие болтов и гаек, недостаточная длина нарезки болтов, обрыв или ослабление проволочных бандажей, отсутствие шпонок и клиньев, ослабление болтовых соединений, некачественное крепление кронштейнов;

наличие на опорах птичьих гнезд и других посторонних предметов.

Неисправности на проводах, грозозащитых тросах и контактных соединениях: наличие набросов, оборванных или перегоревших проволок, следов, перекрытия, разрегулировка проводов фаз, изменение стрел провеса и расстоянии от проводов ВЛ до земли, до пересекаемых объектов, между фазами до значений, отличных от допустимых; наличие коррозии проводов и тросов;

отсутствие гасителей вибрации, гасителей пляски, предусмотренных проектом ВЛ, или их смещение от места установки;

неисправности в креплениях и соединениях проводов и тросов: образование трещина корпусе зажима или соединителя, отсутствие болтов и шайб, отвинчивание гаек, отсутствие или выползание шплинтов, неправильный монтаж зажимов или соединений, следы перегрева контакта зажима, вытяжка провода из зажима или соединителя, приближение петли к элементам анкерных и угловых опор, значительная изогнутость петли.

Неисправности в подвесках и арматуре:

механические повреждения фарфора или стекла изоляторов (скол части тарелок изолятора, появление трещин); следы перекрытия гирлянд и отдельных изоляторов (повреждение глазури, разрушение фарфора, стекла, следы оплавлений на армировке изоляторов и арматуре гирлянд); наличие дефектных изоляторов; загрязненность изоляторов, вызывающая при сырой погоде сильное коронирование; отклонение изолирующих поддерживающих подвесок от проектного положения сверх допустимого значения; трещины в арматуре, перетирание или деформация отдельных деталей арматуры;

Неисправности заземляющих устройств:

повреждения или обрывы заземляющих спусков на опоре и у земли;

неудовлетворительный контакт в болтовых соединениях грозозащитного троса с заземляющими спусками или телом опоры; неудовлетворительный контакт соединения заземлителя с телом опоры (арматурой железобетонной опоры); превышение сверх допустимого значения сопротивления заземления опоры; отсутствие скоб, прикрепляющих заземляющие спуски к опоре; разрушение коррозией контура заземляющего устройства.

15.4 Осмотры ВЛ

При эксплуатации ВЛ должны производиться их периодические и внеочередные осмотры.

Периодические осмотры производятся в дневное время для подетальной и тщательной проверки состояния всех элементов ВЛ и ее трассы; графики периодических осмотров утверждаются главным инженером ПЭС.

Периодические осмотры производятся: без подъема на опоры, с подъемом на высоту (верховые осмотры), с выборочной проверкой состояния проводов и тросов в зажимах и дистанционных распорках.

Верховые осмотры ВЛ проводятся для выявления неисправностей крепления подвесок, проводов, грозозащитных тросов, верхней части опор, изоляторов и степени их загрязненности, проверки правильности и надежности крепления гасителей вибрации, трубчатых разрядников, для закрепления оттяжек и т.п.

Периодические осмотры отдельных ВЛ инженерно-техническими работниками производятся выборочно с выборочными измерениями изоляции, соединений проводов и тросов. Осмотры ВЛ инженерно-техническими работниками производятся также после окончания капитального ремонта ВЛ.

Внеочередные осмотры производятся для выявления неисправностей на ВЛ, которые могут возникнуть после стихийных явлений или в условиях, которые могут привести к повреждениям ВЛ (сверхрасчетный гололед, ледоход и разливы рек на участках ВЛ в поймах рек, пожары вблизи ВЛ, ураганы, оползни, обвалы, пляска проводов и тросов, туманы и моросящие дожди в зонах загрязнения и т.п.).

Внеочередные осмотры производятся также после автоматического отключения ВЛ действием релейной защиты; по усмотрению руководства они могут быть произведены и после успешного повторного включения ВЛ. Внеочередные осмотры ВЛ после автоматических отключений следует производить с учетом показаний приборов определения мест повреждений и работы релейной защиты.

При выполнении внеочередного осмотра после отключения ВЛ или успешного повторного включения ВЛ основное внимание должно быть обращено на выяснение причины отключения или появления земли и на определение места и объема повреждения.

Внеочередные ночные осмотры производятся для выявления коронирования. При ночных осмотрах загруженных ВЛ могут быть выявлены также неисправные контактные соединения.

15.5. Обследование ВЛ

Работы по техническому перевооружению, реконструкции и модернизации ВЛ должны производиться по результатам обследования технического состояния ВЛ и компонентов ВЛ. При обследовании необходимо получить достаточно точные и надежные данные, пригодные для анализа. Задачей обследований ВЛ является получение количественных показателей о темпах потери механической прочности компонентов ВЛ, не имеющих случайных повреждений и заводских дефектов. На основе этих показателей можно выполнить анализ технического состояния ВЛ на момент проведения обследований и расчетную оценку остаточной прочности компонентов ВЛ. Для надежной оценки потерь прочности элемента ВЛ в период длительной эксплуатации целесообразно проводить обследование двумя или более методами, основанными на разных принципах.

Прогнозирование остаточного ресурса компонентов ВЛ возможно на основе следующих методов: математического моделирования опор ВЛ, проводов и грозозащитных тросов; лабораторных испытаний демонтированных с ВЛ образцов компонентов (проводов, грозозащитных тросов, изоляторов и линейной арматуры); статистической оценки и потоков отказов отдельных компонентов.

Для оценки надежности ВЛ в зависимости от срока ее службы используется понятие о потоке отказов (число отказов на 100 км линии в год). Характерная зависимость параметра потока отказов от времени эксплуатации ВЛ в общем виде позволяет условно выделить четыре основных периода эксплуатации: приработка ВЛ, когда устраняются дефекты оборудования и монтажа и поток отказов снижается; нарастание потока отказов и стабилизация на среднем уровне; вхождение в режим нормальной эксплуатации; эксплуатация в режиме прогрессирующего старения.

Формы зависимости потока отказов от времени для ВЛ различной конструкции могут иметь несколько отличные конфигурации (рисунке 15.1).



Рисунок 15.1. Зависимость параметра потока отказов ВЛ отдельных видов ? от срока службы t.

В начале работ по обследованию элементов ВЛ первичными документами является техническая документация: утвержденный проект ВЛ;

паспорт ВЛ; рабочие чертежи, схемы; исполнительная трасса (профиль);

журналы монтажа; акты на скрытые работы; протоколы испытаний и измерений; акты измерений и осмотров; акты приемки в эксплуатацию;

материалы технического обслуживания и ремонта ВЛ.

Наряду с изучением эксплуатационной и проектной документации, находящейся на предприятиях электрических сетей, необходимо подобрать основную нормативную документацию, действовавшую в период проектирования и строительства ВЛ:

Правила устройства электроустановок;

Государственные стандарты на материалы и комплектующие;

Строительные нормы и правила (СНиП);

Нормы технологического проектирования и др.

По результатам изучения технической документации по ВЛ целесообразно выделить участки трассы с однородными:

климатическими условиями;

показателями загрязненности атмосферы;

типами применяемых опор и фундаментов;

марками используемых проводов и грозозащитных тросов;

характерными повреждениями компонентов ВЛ за период эксплуатации.

Предварительно намечаются выборки компонентов ВЛ, по которым будут проводиться полевые обследования. Намечаются места и объемы выборок образцов проводов, грозозащитных тросов, изоляторов и линейной арматуры, фрагментов ранее разрушившихся опор, которые предназначены для проведения лабораторных исследований.

При проведении полевых обследований для документирования результатов следует применять фотографирование объектов и отдельных фрагментов с применением оптических или цифровых фотокамер, желательно с индикацией даты и времени фотосъемок. Это позволяет в три-пять раз сократить время, необходимое для полного осмотра опоры ВЛ и её узлов и регистрации состояния всех элементов.

Современные цифровые камеры позволяют оптически приблизить (увеличить объект) в 3-4 раза, а затем при лабораторной обработке еще больше детализировать снимки. В итоге могут быть выявлены такие детали, которые невозможно определить при визуальном осмотре обследуемого объекта.

В качестве средств приборного обеспечения полевых обследований целесообразно использовать:

измерительные средства универсального назначения (линейки, штангенциркули,

микрометры, глубиномеры и др.);

толщиномеры остаточной толщины стальных профилей;

толщиномеры покрытий;

толщиномеры остаточных сечений стальных тросов и проводов ВЛ;

измерители расстояний от земли до проводов (тросов);

специальные средства для измерения остаточной прочности (твердости) бетона.

Стальные опоры:

Снижение прочности стальных опор оценивается по коррозионному износу, определяемому как уменьшение толщины стальных элементов, из которых выполнена ферменная конструкция опоры.
Измерения коррозионных потерь стальных опор и других компонентов ВЛ целесообразно проводить выборочно. Объемы выборки определяются с использованием теории вероятности и математической статистики. Объем выборки при проведении обследований стальных опор должен составлять от 5 до 10% от количества опор данного типа, примененных на ВЛ. При этом следует учесть степень агрессивности атмосферы вдоль трассы ВЛ и выделить, если это возможно, участки ВЛ, на которых следует ожидать повышенные коррозионные потери стальных конструкций опор.

На первом этапе по профилям и плану ВЛ следует составить план обследований с выездом на трассу. По результатам первых обследований следует обработать величины измеренных коррозионных потерь стальных конструкций, определить характер коррозии. При стабильных результатах скорости коррозионных процессов общей коррозии на опорах вдоль трассы ВЛ объем выборки может быть принят по нижней границе (5% от общего числа опор). При выявлении существенных различий по глубине коррозии на разных участках ВЛ высотах опор и др., программу исследований необходимо скорректировать по величине выборки и уточнить расположение опор, подлежащих обследованию.

Фундаменты опор:

Наиболее распространенной конструкцией фундаментов для металлических опор ВЛ, как промежуточных, так и анкерно-угловых, являются грибообразные фундаменты.

Грибообразные железобетонные фундаменты изготовляются на заводе и доставляются обычно автотранспортом на трассу строящейся ВЛ. Такие фундаменты устанавливаются в котлованы и засыпаются землей так, что наверху остается выступающая часть высотой 0,5-0,8 м, к которой крепится стойка опоры. При этом около 90% объема фундамента остается в земле на весь период эксплуатации ВЛ.

Практика показала, что эрозионным и механическим повреждениям в большей степени подвергается часть фундамента, выступающая над землей. Повреждения фундаментов в виде сколов и трещин связаны с воздействием влаги и температурными изменениями в переходные осенне-зимний и зимне-весенний периоды, а также со случайными механическими повреждениями при монтаже опор.

Такие повреждения выявляются при обследовании ВЛ.

Необходимо отметить, что полное визуальное обследование эксплуатируемых фундаментов весьма затруднено. Случаи, когда производится откопка фундаментов, редки. Однако при тщательных обследованиях удается организовать откапывание фундамента на глубину до 1 метра.

Износ монолитных железобетонных фундаментов связан, как правило, с плохим качеством бетона, низкой его плотностью. В этом случае влага проникает сквозь бетон к стальной арматуре. Коррозионные процессы в стальной арматуре протекают с образованием окислов железа, т.е. ржавчины, объем которой в несколько раз превышает объем коррозировавшей стали, что приводит к разрыву бетона с образованием трещин.

Оценка технического состояния стальных опор проводится на основе анализа технического состояния деталей стальных опор. По результатам измерений определяется среднее значение толщины стенки элемента X-- и среднее квадратичное отклонение sх. Расчетная толщина стенки элемента Хр с обеспеченностью 0,95 определяется по формуле:

; (15.1)

Начальную толщину стенки элемента ХО рекомендуется определять на участке элемента, где сохранилось первоначальное защитное покрытие, производя замеры по приведенной выше методике. При этом XО с обеспеченностью 0,95 определяется по формуле:

; (15.2)

а величина коррозионного износа ат определяется по формуле:

; (15.3)

При расчетах прочности опоры, проводимых по специальным компьютерным программам, учитываются показатели коррозионного износа, полученные на основе прямых измерений. Расчеты позволяют оценить вероятность разрушения опор длительно эксплуатируемых ВЛ и определить срок их дальнейшей эксплуатации. С этой целью рассчитывается прогнозируемый коррозионный износ атn за планируемый срок эксплуатации ВЛ по формуле:

; (15.4)

где: Т - для незащищенных конструкций - промежуток времени от начала строительства, а для конструкций, имеющих защитные покрытия на момент строительства, - промежуток времени от разрушения защитных покрытий до рассматриваемого срока эксплуатации ВЛ;

М - средняя величина коррозионных потерь, приведенная к первому году эксплуатации, мкм;

n - эмпирический безразмерный коэффициент, принимаемый равным 0,6 для слабоагрессивной среды, 0,8 для среднеагрессивной среды и 1,0 для условий агрессивной среды.

Для условий агрессивной среды формула принимает вид:

; (15.5)

т.е. проявляется линейная зависимость коррозионных потерь металлоконструкций от срока их эксплуатации.

Железобетонные опоры:

Методика распространяется в основном на промежуточные опоры, созданные на основе конических или цилиндрических железобетонных стоек, изготовленных методом центрифугирования. Обследование коррозионных потерь стальных металлических деталей железобетонных опор следует проводить способами, описанными выше.

Обследование железобетонных стоек опор должно производиться по выборке, которую необходимо определить по результатам пробного обследования не менее 3% опор, установленных на ВЛ. Пробные обследования выявляют железобетонные стойки опор, имеющие продольные, поперечные трещины или и те и другие. При этом важно убедиться, что эти трещины возникли в период эксплуатации ВЛ.

Железобетонные опоры, на которых выявлены заводские дефекты или дефекты монтажа, должны регистрироваться в материалах обследований отдельно.

В качестве основного метода регистрации и документирования дефектов железобетонных опор в виде местных повреждений, поперечных и продольных трещин железобетонных стоек следует использовать съемки цифровой фотокамерой. При этом рядом с обследуемой железобетонной стойкой целесообразно устанавливать рейку от теодолита с мерными делениями. Это позволит определять размеры дефектов опор при компьютерной обработке изображений. Наряду с инвентаризацией железобетонных стоек опор с их характерными дефектами необходимо проверить механические характеристики бетона. Информация по результатам обследования стоек железобетонных опор сводится в таблицу. Оценивается количество опор с трещинами из числа обследованной выборки. По результатам этого анализа принимается решение при необходимости об обследовании железобетонных опор по дополнительной выборке для получения надежной информации о состоянии железобетонных опор.

Анализ материалов по аварийности ВЛ, свидетельствует об устойчивой тенденции ее роста. Основными причинами аварийных отключений ВЛ явились воздействия экстремальных природно-климатических факторов, недостатки эксплуатации и ремонта, механические повреждения и ошибки и дефекты проектирования и монтажа. Наибольшая доля аварийных отключений ВЛ связана с повреждением, в конечном итоге, проводов и грозозащитных тросов, изоляторов и опор. Проблема эксплуатации ВЛ с грозотросом усугубляется из-за подверженных гололедообразованию и значительным ветровым нагрузкам.

Резкий рост аварийных отключений ВЛ наблюдается, как правило, в весенне-летний период из-за перекрытий воздушных изоляционных промежутков между проводами и древесно-кустарниковой растительностью, нередко приводящих к серьезным технологическим нарушениям системного характера с обесточением больших групп потребителей.

Не снижается количество аварийных отключений ВЛ, обусловленных проявлениями вандализма. Наиболее частыми причинами являются воздействия на элементы ВЛ при производстве в охранной зоне линий лесозаготовительных работ, растущий с каждым годом демонтаж (хищение) элементов ВЛ, расстрел гирлянд изоляторов, нарушение изоляционных габаритов и несанкционированное производство земляных работ, набросы на провода.

В целом проблемы эксплуатации и контроля состояния воздушных линий электропередачи могут быть сформулированы в виде трех основных направлений:

1. Отсутствие системного подхода в организации обслуживания, контроля и оценки состояния, планирования и производства ремонтов ВЛ.

2. Отсутствие четкой системы подготовки и ведения полной и качественной базы данных по ремонтно-эксплуатационной и нормативно-технической документации.

3. Недостаточность уровня подготовки линейного и инженерно-технического персонала электросетевых предприятий для решения фактических задач эксплуатации ВЛ.

15.6 Отыскание повреждений

Для отыскания мест повреждений на ВЛ существуют приборы и методы, основанные на измерении времени распространения электрических импульсов по линии и на измерении параметров аварийного режима. Фиксация этих параметров производится фиксирующими измерительными приборами (ФИП) во время возникновения КЗ. Недостатком этих приборов является их невысокая точность: погрешность доходит до 5?10%. Использование ФИП позволяет сократить трудозатраты на отыскание мест повреждений на длинных линиях в 5?10 раз.

На ПС «Ольга» дополнительно к ФИП установлен Фиксатор повреждений микропроцессорный - ФПМ-01. Прибор предназначен для непосредственного определения расстояния до места двух и трехфазных коротких замыканий (КЗ) на ВЛ. Устройство фиксирует вид КЗ, расстояние до КЗ в км, дату и время возникновения аварии, длительность и ток КЗ, токи и напряжения прямой и обратной последовательности, длительность первого цикла АПВ. В процессе эксплуатации прибор показал неплохие результаты по определению места повреждения с достаточно высокой точностью. Недостатком прибора является то, что в случае несрабатывания прибора приходится определять место повреждения по ФИПу. В этом случае затягивается отыскание повреждения т.к. приходится довольно долго обходить линию.

Предлагается в дополнение к ФИП и ФПМ-01 дополнительно установить прибор ИМФ-3Р. Индикатор микропроцессорный фиксирующий ИМФ-3Р предназначен для непосредственного определения расстояния до места короткого замыкания на воздушных линиях электропередач напряжением 110, 220 кВ и выше.

Устройство ИМФ-3Р фиксирует вид КЗ, расстояние до КЗ в километрах, дату и время возникновения аварии, длительность и ток короткого замыкания, токи и напряжения прямой, обратной и нулевой последовательностей, а также позволяет снять векторную диаграмму нагрузочного и аварийного режимов. Устройство ИМФ-3Р обеспечивает два режима работы: селективный и неселективный.

Устройство ИМФ-3Р имеет тестовый режим для ввода в эксплуатацию без дополнительных приборов, память на 9 аварийных ситуаций, в которой сохраняются все параметры последних девяти КЗ, включая цифровые осциллограммы аналоговых сигналов в течение времени существования аварийной ситуации, но не более 4-х секунд. Максимальное индицируемое на индикаторе расстояние составляет 999,9 км.

В устройстве применен жидкокристаллический индикатор с подсветкой, позволяющий отображать две строки по 16 символов и клавиатура из 5-ти кнопок.

Устройство ИМФ-3Р имеет дискретный вход для внешнего запуска, а также контактный выход, замыкающийся при запуске устройства. Этот выход можно использовать для запуска других устройств.

Устройство ИМФ-3Р оснащено развитой внутренней самодиагностикой, тестовым режимом измерения входных токов и напряжений, а также встроенными часами. Ход часов и зафиксированные данные в памяти сохраняются при пропадании оперативного питания на время до нескольких лет.

Устройство ИМФ-3Р оснащено интерфейсом линии связи для подключения нескольких устройств к одному компьютеру. Это позволяет дистанционно задавать уставки, выполнять “пробный пуск” и считывать данные об авариях с последующей их обработкой на компьютере. Дополнительно можно с помощью компьютера получить осциллограмму входных величин в течение времени до 4 с.

15.7 Устранение повреждений

Аварийно-восстановительные работы на ВЛ должны производиться в неплановом порядке. Объем работ по ликвидации аварийных повреждении следует определять на основе данных о характере, объеме и места повреждения.

В РЭС разработаны организационно-технические мероприятия по сокращению продолжительности аварийных простоев ВЛ и быстрейшему вводу их в работу, в частности, проведено обучение персонала методам и технологии производства восстановительных работ (противоаварийные тренировки), подготовлены материалы и оборудование, транспортные средства, намечены маршруты скорейшей доставки бригад к месту работ, отлажена четкая связь между диспетчером и руководителями работ, производителями работ и бригадами.

Анализ повреждений на линиях 110 кВ показывает, что 80% аварийных отключений приходится на однофазные замыкания и обрыв одной фазы ВЛ.

Для сокращения продолжительности обесточения ВЛ и аварийного недоотпуска электроэнергии потребителям предлагается:

а) переходить на работу ВЛ 110 кВ двумя фазами с отключением поврежденной фазы (неполнофазный режим работы ВЛ);

б) производить пофазный ремонт ВЛ, т.е. выполнять работы на отключенной фазе при передаче мощности по двум другим фазам.

Для перевода ВЛ на работу двумя фазами должно быть обеспечено пофазное управление разъединителем на питающей стороне и разъединителем на приемной стороне. Отключение поврежденной фазы разъединителем с приемной стороны осуществляется на полностью обесточенной ВЛ.

При отключении ВЛ-110 кВ «Тимофеевка» действием защит от однофазного короткого замыкания она переводится в режим две фазы-земля.

Работа ВЛ-110 кВ «Тимофеевка» в режиме две фазы-земля обеспечивается подачей напряжения с ПС «К» до ПС «Тимофеевка» по двум неповрежденным фазам, с включением нейтралей 110 кВ трансформаторов которые в нормальном режиме отключены на ПС «К» и ПС «Тимофеевка».

Определение фазы на которой произошло однофазное короткое замыкание и расстояние до точки короткого замыкания определяется по приборам ФПМ-01, ИМФ-3Р и указательным реле на ПС «К».

Определение фазы на которой произошел разрыв фазы по ВЛ определяется по показаниям киловольтметров на 1 и 2С-10 кВ ПС «Тимофеевка» .

Предельная мощность, согласно /12/ которая может быть передана по двум фазам ВЛ, должна быть определена расчетом и испытанием по условиям асимметрии токов в генераторах.

Перед переводом ВЛ-110 кВ «К-Тимофеевка-Ольга» в режим две фазы-земля необходимо проверить возможность перевода по нагрузке которая должна составлять: ПС «Тимофеевка» не более 3,5 МВт. ПС «Ракушка» не более 5,7 МВт.

Суммарная нагрузка не должна превышать 9,2 МВт. При превышении суммарной нагрузки выше разрешенной необходимо произвести отключение нагрузки на величину превышения, фидерами входящими в график отключения мощности при дефиците мощности в энергосистеме.

16. Экономическая часть

В экономической части диплома произведен расчет сметной стоимости на приобретение оборудования для реконструкции ПС, определен баланс рабочего времени, численности эксплуатационного и ремонтного персонала, произведен расчет фонда заработной платы, стоимости материалов и в конечном итоге суммарные издержки.

16.1 Расчёт сметы на приобретение и монтаж нового оборудования

Стоимость оборудования, необходимого для реконструкции ПС, определена согласно прайс-листам одного из поставщиков электрооборудования ООО «Компонент Электроникс». Стоимость оборудования приведена в таблице 16.1.

Таблица 16.1. Прейскурант на оборудование, для реконструкции ПС

№ пп	Характеристика оборудования	Единица измерения	Стоимость оборудования, руб./ед.
	Наименование оборудования	Обозначение
1.	ОРУ-110 кВ
1.1.	Выключатель	ВГБ-110/25/1250 У1	шт.	1812000,00
1.2.	Разъединитель	РДЗ -110/1000УХЛ1	шт.	99000,00
1.3.	Ограничитель перенапряжения	ОПН - 110 / 146 - 10 (II)	шт.	186000,00
1.4.	Трансформатор напряжения	НКФ -110-83У1,	шт.	163000,00
2.	ОРУ-35 кВ
2.1.	Выключатель	ВГБЭ-35-12,5/630УХЛ1	шт.	1450000,00
2.2.	Разъединитель	РДЗ -35/1000УХЛ1	шт.	79000,00
2.3.	Ограничитель перенапряжения	ОПН - 35/42 -10(I) УХЛ1.	шт.	63000,00
2.4.	Трансформатор напряжения	НАМИ -35-УХЛ1	шт.	39000,00
3.	ЗРУ-10 кВ
3.1.	Ячейки	ВВЭ-М-10-20/630	шт.	217000,00
3.2.	Ограничитель перенапряжения	ОПН - 10 (II) УХЛ1	шт.
3.3.	Трансформатор собственных нужд	ТМ-250	шт.	266000,00
3.4.	Трансформатор напряжения	НАМИ-10 - УХЛ2	шт.	35000,00

При расчёте стоимости монтажных работ использовались нормы трудозатрат по ФЕРм (Федеральным единичным расценкам на монтаж оборудования), утвержденные Государственным комитетом Российской Федерации по строительству, предназначенные для определения прямых затрат в сметной стоимости работ по монтажу электротехнических установок.

Данный сборник содержит расценки на электромонтажные работы при строительстве новых, расширении, реконструкции и техническом перевооружении действующих предприятий, зданий и сооружений. В расценках учтены затраты на выполнение полного комплекса электромонтажных работ, определённого в соответствии с требованиями «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ), СНиП 3.05.06-85, соответствующих технических условий и инструкций.

В состав прямых затрат включены:

-расходы на оплату монтажников;

-расходы на оплату труда рабочих, управляющих машиной (эксплуатация оборудования);

-расходы на материалы.

Оплата труда рабочих-монтажников принята с учётом разрядности работ при ставке рабочего-монтажника четвёртого и разряда в размере базовой ставки 9,62 рубля за 1 чел. - ч. В качестве учёта местных условий производства электромонтажных работ дополнительный коэффициент на заработную плату равен:

Кзп =(Край * Кут * Крв * Квл) * Id,

где; Кзп - коэффициент, учитывающий местные условия труда;

Край - районный коэффициент (20%) и надбавки (50%);

Кут - коэффициент, учитывающий условия труда;

Крв - коэффициент, учитывающий работу на высоте;

Квл - коэффициент, учитывающий выслугу лет;

Кdon - коэффициент, учитывающий дополнительные выплаты( премии, компенсации);

Iд - индекс дефлятор, учитывающий повышение заработной платы с учётом темпов роста инфляции, за период с 2002 по 2010г.

Кзп=1.7*1.3*1.1*1.3*1.18=4.1

Средние сметные цены на материалы, изделия и конструкции, приведены ФЕРм по базовому району (Приморский край) по состоянию на 2004г. При расчёте суммы материалов на реконструкцию ПС применён коэффициент, учитывающий дополнительные транспортные расходы и рост цен за период равный 1.416

Расчёт прямых затрат на монтаж оборудования приведен в табл. 16.2.

Таблица 16.2. Затраты на монтаж оборудования при реконструкции ПС

Шифр расценок по ФЕРм	Наименование и техническая характеристика оборудования или видов монтажных работ	Прямые затраты,руб. руб.	Оплата труда рабочих - монтажников	Эксплуатация машин	Материалы
			Трудо- затраты, чел.час	Сумма, Руб.	Всего	Оплата труда рабочих, управляющих машиной
						Трудозатраты, чел.час	Сумма, руб.
Трансформаторы напряжения
08-01-007-2	110 кВ	3040,74	24,7	975,23	1315,67	8,6	341,49	749,84
08-01-007-1	35 кВ	2152,89	19,4	765,97	769,50	4,5	176,01	617,42
	10 кВ
Ограничители Перенапряжений
08-01-015-10		1731,78	14,1	556,71	858,64	5,9	233,29	316,43
Выключатель
08-01-009-4	110 кВ	21541,23	316	12476,63	8442,07	43,2	1703,88	622,53
08-01-009-1	35 кВ	3672,75	50,5	1993,89	1445,74	6,6	261,83	233,12
Разъединители
08-01-011-6	110 кВ	4364,11	48,9	1930,72	1872,20	15,7	617,95	561,19
08-01-011-2	35 кВ	2397,25	31,4	1239,77	791,31	4,5	177,12	366,18
08-01-085-1	Шкаф с выключателем напряжения 6-10 кВ на ток до 3200А	6558,04	32,8	1295,04	5068,18	26,2	1032,67	194,81

Смета на монтаж и приобретение оборудования составлена в табличной форме с указанием всего электрооборудования ПС, с учётом работ по монтажу нового оборудования. Локальная смета на реконструкцию ПС приведена в табл.16.3.

Таблица 16.3. Локальная смета на реконструкцию ПС.

№ пп	Характеристика оборудования	Единица измерения	Стоимость единицы обслуживания, руб
			Стоимость оборудования	Прямые затраты
	Наименование	Обозначение			Всего	Монтаж	Эксплуатация	Материалы
1.	ОРУ-110 кВ
1.1.	Выключатель	ВГБ-110/25/1250У1	шт.	1812000,00	21541,23	12476,63	8442,07	622,53
1.2.	Разъеденитель	РДЗ-110/1000УХЛ1	шт.	99000,00	4364,11	1930,72	1872,20	561,19
1.3.	Трансформатор напряжения	НКФ -110-83У1,	шт.	163000,00	3040,74	975,23	1315,67	749,84
1.4.	Ограничитель перенапряжения	ОПН - 110 / 146 - 10 (II)	шт.	186000,00	1731,78	556,71	858,64	316,43
2.	ОРУ-35 кВ
2.1.	Выключатель	ВГБЭ-35-12,5/630УХЛ1	шт.	1450000,00	3672,75	1993,89	1445,74	233,12
2.2.	Разъеденитель	РДЗ -35/1000УХЛ1	шт.	79000,00	2397,25	1239,77	791,31	366,18
2.3.	Трансформатор напряжения	НАМИ -35-УХЛ1	шт.	39000,00	2152,89	765,97	769,50	617,42
2.4.	Ограничитель перенапряжения	ОПН - 35/42 -10(I) УХЛ1.	шт.	63000,00	1731,78	556,71	858,64	316,43
3.	ЗРУ-10 кВ
3.1.	Ячейки	ВВЭ-М-10-20/630	шт.	217000,00	6558,04	1295,04	5068,18	194,81
3.2.	Трансформатор собственных нужд	ТМ-250	шт.	266000,00	3101,56	994,73	1341,98	764,84

Продолжение табл.16.3.

№ пп	Характеристика оборудования	Ед. изм.	Стоимость единицы обслуживания, руб
			Количество	Стоимость оборудования	Прямые затраты
	Наименование	Обозначение				Всего	Монтаж	Эксплуатация	Материалы
1.	ОРУ-110 кВ
1.1.	Выключатель	ВГБ-110/25/1250У1	шт.	4	7 248 000,00	86 164,92	49 906,52	33 768,28	2 490,12
1.2.	Разъденитель	РДЗ-110/1000УХЛ1	шт.	12	1 188 000,00	52 369,32	23 168,64	22 466,40	6 734,28
1.3.	Трансформатор напряжения	НКФ -110-83У1,	шт.	2	326 000,00	6 081,48	1 950,46	2 631,34	1 499,68
1.4.	Ограничитель перенапряжения	ОПН - 110 / 146 - 10 (II)	шт.	2	372 000,00	3 463,56	1 113,42	1 717,28	632,86
2.	ОРУ-35 кВ
2.1.	Выключатель	ВГБЭ-35-12,5/630УХЛ1	шт.	3	4 350 000,00	11 018,25	5 981,67	4 337,22	699,36
2.2.	Разъеденитель	РДЗ -35/1000УХЛ1	шт.	8	632 000,00	19 178,00	9 918,16	6 330,48	2 929,44
2.3.	Трансформатор напряжения	НАМИ -35-УХЛ1	шт.	2	78 000,00	4 305,78	1 531,94	1 539,00	1 234,84
2.4.	Ограничитель перенапряжения	ОПН - 35/42 -10(I) УХЛ1.	шт.	2	126 000,00	3 463,56	1 113,42	1 717,28	632,86
3.	ЗРУ-10 кВ
3.1.	Ячейки	ВВЭ-М-10-20/630	шт.	24	5 208 000,00	157 392,96	31 080,96	121 636,32	4 675,44
3.2.	Трансформатор собственных нужд	ТМ-250	шт.	2	532 000,00	6 203,12	1 989,46	2 683,96	1 493,68
Итого по локальной смете		61	20 060 000,00	349 640,95	127 754,65	198 827,56	23 022,56

16.2 Расчёт накладных расходов

Смета накладных расходов состоит из следующих частей:

- амортизация оборудования;

- расчет численности эксплуатационного и ремонтного персонала;

- содержание оборудования.

16.2.1 Расчёт расходов на амортизацию оборудования

Основные фонды участвуют в производственном процессе длительное время и постепенно изнашиваются, как физически, так и морально. Амортизация - это метод включения по частям стоимости ОФ в течение срока их службы в затраты на производимую продукцию. Отчисления, предназначенные для возмещения изношенных частей ОФ, называются амортизационными отчислениями. Амортизируемой стоимостью объекта основных средств является первоначальная стоимость оборудования. Годовая норма амортизации рассчитана исходя из срока полезного использования объекта.

Амортизационные расходы определены по формуле:

Am=Sоб * Na (16.1.)

Где: Am - сумма амортизационных отчислений оборудования, руб/год;

Sоб - первоначальная стоимость оборудования, руб.;

Na - норма амортизационных отчислений на оборудование, %.

Первоначальная стоимость оборудования ПС равна:

Sоб = (Sоб(л) + Sмр), (16.2.)

Где: Sоб(л) - стоимость приобретаемого оборудования по локальной смете, руб.;

Sмр - стоимость монтажных работ по локальной смете, руб.

, (16.3.)

Где: Cn - срок полезного использования оборудования, лет

Sоб = 20 060 000,00 + 349 640,95 = 20 409 640,95 руб.

Полезный срок использования электрооборудования составляет в среднем 12 лет, таким образом годовая норма амортизационных отчислений составила:

Am = 20 409 640,95 * 8,3% = 1 694 000,20 руб.

Стоимость оборудования, подлежащего замене в ходе реконструкции 5 516 119,17., сумма амортизации по которому составила:

Am = 5 516 119,17 * 8,3% = 457 837,89 руб.

Таким образом, в результате замены старого оборудования сумма амортизационных отчислений по данной группе основных фондов составила:

Am = 1 694 000,20 - 457 837,89 = 1 236 162,31руб.

16.2.2 Расчет численности эксплуатационного и ремонтного персонала

Для определения численности эксплуатационного и ремонтного персонала необходимо рассчитать суммарную величину единиц ремонтной сложности (ЕРС) по электрохозяйству подстанции, а также суммарную трудоемкость по текущему и среднему ремонту объектов электрохозяйства подстанции. Эти расчеты сводим в таблицу 16.4.

Таблица 16.4. Расчет ЕРС

U, кВ	Наименование оборудования	Ед. Изм.	Кол-во	ЕРС на ед.	Сумм. ЕРС	Кол-во ремонтов	Трудоемкость
						Текущ.	Сред.	Текущ.	Сред.	Сумм.
110	Силовой тр-р. ТДТН 16000/110 Выключатель ВГБ-110-25 Разъединитель Трансформатор напряжения ОПН	шт. шт. шт. шт. шт.	2 7 12 2 2	188 19,8 2 11,9 2	376 138,6 24 23,8 4	1,67 1,67 1,67 1,67 1,67		3140 1157,3 200 198,7 33,4
35	Выключатель ВГБЭ-35-12,5 Разъединитель Трансформатор напряжения ОПН	шт. шт. шт. шт.	3 10 1 2	17,6 2 11,1 2	52,8 20 11,1 4	1,67 1,67 1,67 1,67		440,8 167 18,5 33,4
10	Ячейка ввода Ячейка секционн. Ячейка фидера Ячейка ТСН Ячейка ТН Разъединитель Шины	шт. шт. шт. шт. шт. шт. шт.	4 2 22 2 4 36 2	11 11 10 15 8,5 2 9	44 22 220 30 34 72 18	1,67 1,67 1,67 1,67 1,67 1,67 1,67		367,4 183,7 1837 250,5 284 601,2 150,3
	Заземляющий контур	м.	3108	1/100	31,08	1,67		260
	ОПУ		1	3	3	1,2	4,8	18	17,2	21,6
	Итого				1128,4			9341,2

Количество эксплуатационного персонала, занятого обслуживанием электротехнического оборудования, определяется из выражения:

; (16.4)

где: К - норма обслуживания в ЕРС на одного рабочего, К=800

?ЕРС - суммарные единицы ремонтной сложности, согласно \таблице 16.1

;

Явочная численность эксплуатационного персонала определяется по формуле:

; (16.5)

где: nСМ - число смен (nСМ=2).

;

Трудоемкость текущего ремонта:

; (16.6)

Списочная численность эксплуатационного персонала:

; (16.7)

где: КИ - коэффициент использования рабочего времени, принимаем согласно таблице 16.4

;

Требуемое количество рабочих для проведения текущих ремонтов определяется по формуле:

; (16.8)

где: ФД - действительный фонд рабочего времени, принимаем согласно таблице 16.4;

КВН - коэффициент выполнения нормы, планируемой для данной категории рабочих на подстанции, КВН=1,1;

16.2.3 Расчет годового фонда заработной платы рабочих и инженерно-технических работников

Основная заработная плата рабочих эксплуатационников и ремонтников определяется:

; (16.9)

где: Оклад =3,5 тыс.руб. для эксплуатационников;

Оклад =3,3 тыс.руб. для ремонтников;

?- коэффициент удаленности, для Дальнего Востока ?=1,6;

апр- коэффициент, учитывающий премию апр=1,65;

;

;

Дополнительная заработная плата составляет:

;

;

Заработная плата ИТР определяется:

; (16.10)

где: RИТР- численность ИТР, RИТР=2;

?ДОП - коэффициент, учитывающий дополнительную заработную плату;

?Окi - должностной оклад по штатному расписанию i-го руководителя, специалиста и служащего подстанции, тыс.руб. принимаем по таблице 16.5;

Таблица 16.5 Структура руководителя, специалиста и служащего подстанции

№	Должность	Количество	Должностной оклад
1	Главный инженер	1	5,5
2	Мастер	1	4,3

16.2.4 Отчисления на социальные нужды

Величина отчислений на социальные нужды определяется:

; (16.11)

где: ?СН - единый социальный налог, ?СН=26% ;

ГФЗП - годовой фонд заработной платы, тыс.руб.

тыс.руб.;

16.2.5 Отчисления в ремонтный фонд

; (16.12)

где: НРЕМ - норма отчислений в ремонтный фонд, НРЕН=3%;

16.2.6 Прочие затраты

; (16.13)

где: ?ПР - доля прочих затрат от суммарных затрат на заработную плату, амортизационные отчисления и материалы, ?ПР =0,25;

16.2.7 Суммарные ежегодные издержки

Таблица 16.6. Сводная таблица по затратам

№	Наименование	Иi, тыс.руб.	Доля затрат, %
1		1018,5	24,7
2		1048,5	25,4
3		387,3	9,4
4		451,8	11
5		611	14,8
6		608,7	14,7
	Итого:	4125,7	100

16.2.8 Расчёт расходов на содержание оборудования

Расходы на содержание оборудования определены по формуле:

Зоб = Зхн + Зсн (16.14)

Где: Зхн - стоимость материалов, хозинвентаря, используемых для хозяйственных нужд, руб.

Зсн - стоимость электроэнергии, теплоэнергии, воды на собственные нужды ПС, руб.

Согласно данным текущего учёта среднегодовой размер расходов на хозяйственные нужды составил 1,5%, а расходов на содержание оборудования 2,5% от стоимости ОПФ

Зхн = 20 409 640,95 * 1,5% = 306 144,62 руб.

Зсн = 20 409 640,95 * 2,5% = 510 241 руб.

Зоб = 306 144,62 + 510 241 = 816385,62 руб.

Расходы на ремонт оборудования ПС за 2010 год составили

21 367 252 руб., при реконструкции и замене изношенного оборудования планируется снизить эту величину на 30%. Затраты на ремонт составили:

21 367 252 - (21 367 252 * 30%) = 14 957 076,4 руб.

Таким образом, размер полученной экономии при проведении ремонтных работ составил:

21 367 252 - 14 957 076,4 = 6 410175,6 руб.

Расчёт полученной экономии от реконструкции ПС приведён в табл.16.7.

Таблица 16.7. Размер экономии от реконструкции ПС, руб.

Наименование	До реконструкции	После реконструкции
Амортизация оборудования	457 837,89	1 236 162,31
Заработная плата	1 018 500	1 018 500
Отчисления на социальные нужды	1 048 500	1 048 500
Затраты на ремонт	21 367 252	14 957 076,4
Содержание оборудования	362 400	816 385,62
Прочие расходы	608 700	608 700
Итого затрат	24 863 189,89	19 685 324,33
Размер полученной экономии		5 177 865,56

16.3 Эффективность реконструкции ПС

Эффективность реконструкции ПС заключается не только в получении экономии за счёт снижения расходов на содержание, эксплуатацию и ремонт оборудования, но и в снижении ущерба от перерыва электроснабжения т.е. от понижения качества электроэнергии - отключения напряжения и частоты, нарушение симметрии напряжения связанное с ухудшением работы оборудования.

Унд = уо *Wнд,, (16.15)

где; у0 -удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии, руб/кВт-ч из расчёта тарифа равного уо=0,8руб/кВт-ч

Wнд - энергия недоотпущенная в год из-за отключений потребителей.

, (16.16)

Wгод - энергия потребляемая потребителем за год кВт ч;

T - время простоя связнное с отключением или ремонтом оборудования;

Т(стар) - время простоя при эксплутации старого оборудования;

Т(нов) - время простоя при эксплутации нового оборудования.

Т(стар) = 110кВ + 35кВ + 10кВ = 98 + 47 + 15 =160, ч.

Т(нов) = 110 кВ + 35 кВ + 10 кВ = 24 + 11 + 5 = 40,ч.

2875408,95 кВт.ч

718852,24

2 875 408,95 кВт.ч * 0,8руб./кВт.ч = 2 300 327,12 руб.

718 852,24 кВтюч * 0,8руб./кВт.ч = 575 081,79 руб.

Учтена разница в недоотпущенноц эл.энергии при установке нового оборудования на сумму:

2 300 327,12руб. - 576,081,79 руб. = 1724245.33 руб.

16.3 Расчет сетевого графика по реконструкции подстанции

Методы сетевого планирования и управления используются для управления производственной деятельностью с целью достижения определенного конечного результата. Их применение эффективно в тех случаях, когда достижение поставленной задачи требует согласованных (координированных) во времени действий многих участков комплекса работ, охвата большого числа разнообразных работ и взаимосвязи их исполнителей, а также учета степени воздействия каждого из них на конечный результат. Эти методы основываются на использовании сетевого графика в качестве модели процесса, который планируется и затем контролируется по ходу выполнения.

Сетевая модель - это графическое изображение комплекса взаимосвязанных работ, выполняемых в определенной последовательности. График состоит из элементов - работ и событий. Работы - это отдельные процессы комплекса, выполнение которых связанно с затратами времени, труда, ресурсов. . Работа в сетевом графике изображается стрелкой.

Событие не имеет продолжительности во времени. Оно отмечает факт окончания одной или нескольких работ, определяющих возможность начала последующих работ. По роли в сетевом графике различают исходное (начальное) событие - ему не предшествует ни одна работа рассматриваемого комплекса; завершающее (конечное) - после которого не производится ни одна работа, входящая в рассматриваемый комплекс;

Промежуточное событие, фиксирующее окончание предшествующих и начало последующих работ. Каждая работа имеет одно начальное и одно конечное событие, вследствие чего она определяется в сетевом графике однозначно при помощи кода, образуемого из номеров событий. События, изображаемые кружком, получают в графике номер или шифр. Исходное событие имеет номер “нуль”, а все последующие события нумеруются в возрастающем порядке по мере перехода от предшествующих событий к последующим.

Непрерывная последовательность взаимосвязанных работ в сетевом графике образует путь. Последовательность взаимосвязанных работ от начального до конечного событий называется полным путем. Полный путь наибольшей продолжительности называется критическим. Он определяет общую продолжительность выполнения комплекса работ или наиболее ранний возможный срок его выполнения. Все пути, кроме критического, имеют определенные резервы времени. В связи с этим появляется возможность передать часть ресурсов с работ, лежащих на ненапряженных путях, на работы критического пути, сократить, таким образом его продолжительность и, следовательно, ускорить окончание рассматриваемого комплекса работ.

Для составления сетевого графика необходимо составить перечень работ. Данные перечня работ и их продолжительность приводятся в таблице. После определения времени на каждую работу производится расчет сети. Определяются параметры работ - сроки начала и окончания, и резерва времени.

Поскольку каждое событие является моментом окончания всех предшествующих работ и открывает возможность начать последующие работы, то ранний срок свершения данного события является одновременно и наиболее ранним возможным сроком начала (так называемым ранним началом) всех работ, выходящих из этого события, а поздний срок его свершения является наиболее поздним допустимым сроком окончания (так называемым поздним окончанием) работ, входящих в него:

; ;

или для данной работы (i-j) ;

Таким образом, на сетевом графике при четырехсекторном методе расчета всегда имеется раннее начало и позднее окончание всех работ. Сроки раннего окончания и позднего начала работ определяются путем прибавления и вычитания продолжительности соответствующей работы (на графике не записываются ).

Рассмотрим например работу 1-2:

; (16.14)

(16.15)

Соотношения ранних и поздних характеристик работ определяет величину их резервов времени.

В сетевом планировании различают полный и частичный резервы времени работ. Полный резерв времени работы - это разность между поздним и ранним сроками начала (или окончания) работы. Это тот запас времени, который может быть использован на данной работе без ущерба для конечного срока всего комплекса, но при использовании которого последующие работы выполняются в свои поздние допустимые сроки, т.е. лишаются резерва времени.

Величина R: ; (16.16)

;

Частичный резерв времени работы называемый иногда свободным сдвигом, возникает в случае сложных событий, т.е. когда срок свершения события определяется окончанием самого продолжительного из путей. Работы, входящие в то же событие, но лежащие на менее продолжительных путях, оканчиваются раньше, чем свершается их конечное событие. Вследствие этого их окончание не влияет на окончание последующих работ. Такие работы могут быть сдвинуты во времени к моменту начала последующих работ, и эта передвижка никак не отразится на сроках выполнения последних. Величина возможного сдвига будет представлять собой частный резерв времени работы. При этом последующие работы могут выполнятся в свои наиболее ранние сроки и не лишаются резерва времени. Частный резерв времени работы применительно к четырехсекторному методу расчета определяется:

; (16.17)

;

Для других работ расчет выполняется аналогично, результаты снесены в таблицу16.5

Наименование работ по реконструкции подстанции	Нумерация работ	Продолжи- тельность					R
1	2	3	4	5	6	7	8
Составление проектного задания	0-1	1	0	1	0	1	0
Проектирование подстанции	1-2	2	1	3	1	3	0
Проектирование систем контроля и управления	1-3	2	1	3	1	3,5	0,5
Оформление заказа на высоковольтные выключатели	3-5	1	3,5	4,5	3,5	5,5	1
Оформление заказа на контрольно-измерительные приборы	1-6	1	1	2	1	7,5	5,5
Подготовка документов проекта на реконструкцию подстанции	2-3	0,5	3	3,5	3	3,5	0
Согласование проекта реконструкции подстанции	3-4	1	3,5	4,5	3,5	4,5	0
Утверждение проекта реконструкции подстанции	4-5	1	4,5	5,5	4,5	5,5	0
Получение высоковольтных выключателей	5-6	2	5,5	7,5	5,5	7,5	0
Получение контрольно-измерительных приборов	6-7	2	7,5	9,5	7,5	9,5	0
Демонтаж оборудования 1С-110 кВ	7-8	1	9,5	10,5	9,5	10,5	0
Монтаж оборудования 1С-110 кВ	8-11	1	10,5	11,5	10,5	11,5	0
Демонтаж оборудования 2С-110 кВ	7-9	1	9,5	10,5	9,5	10,5	0
Монтаж оборудования 2С-110 кВ	9-11	1	10,5	11,5	10,5	11,5	0
1	2	3	4	5	6	7	8
Демонтаж оборудования 1С и 2С 35 кВ	7-10	0,5	9,5	10	9,5	11	0
Монтаж оборудования 1С и 2С 35 кВ	10-11	0,5	10	10,5	10,5	11	0
Проведение испытаний	11-12	0,5	11,5	12	11,5	12	0
Демонтаж оборудования 1С-10 кВ	12-13	1	12	13	12	13	0
Монтаж оборудования 1С-10 кВ	13-15	1	13	14	13	14	0
Демонтаж оборудования 2С-10 кВ	12-14	1	12	13	12	13	0
Монтаж оборудования 2С-10 кВ	14-15	1	13	14	13	14	0
Установка контрольно-измерительной аппаратуры и автоматики	15-16	0,5	14	14,5	14	14,5	0
Проведение испытаний	16-17	0,5	14,5	15	14,5	15	0
Приемка подстанции комиссией.	17-18	0,5	15	15,5	15	15,5	0

Заключение

В дипломном проекте рассмотрена " Реконструкция подстанции Ольга 110/35/10кВ".

Произведён расчёт электрических нагрузок за 2000 и 2010 г. Выбрана мощность силовых трансформаторов и составлена схема электрических соединений подстанции.

Произведён расчёт токов короткого замыкания. Посредством проверки определённых условий выбрано оборудование ПС на стороне 110/35/10 кВ.

В разделе охраны труда произведены расчеты защитного заземляющего устройства, грозозащиты подстанции, и рассмотрены меры безопасности при обслуживании воздушных линий.

В разделе РЗ и А произведен расчет защиты трансформатора подстанции.

В специальной части рассмотрен вопрос эксплуатации ВЛ-110 кВ «К-Тимофеевка-Ольга». Выполнен анализ причин неисправностей ВЛ. Рассмотрен вопрос проведения осмотров и обследования ВЛ, а также отыскание повреждений в современных условиях. Питание ВЛ в неполнофазном нагрузочном режиме при авариях или ремонте.

В экономической части дипломного проекта приводится расчёт сметной стоимости на приобретение оборудования подстанции, её реконструкцию, расчёт сетевого графика на монтаж оборудования подстанции.

Список использованных источников

1. Г.П. И.В. Суркина, Л.И. Янькова Проектирование электрической части подстанции. Методические указания, ДВГТУ 2002 г. 51 с.

2. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов.- 3-е изд., перераб. и доп.- М.: Энергоатомиздат, 1987. -648 с.

3. Неклепаев Б.И., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учебное пособие для вузов - М: Энергоатомиздат, 1989 г.

4. Правила устройства электроустановок. / Минэнерго СССР-6-е издание, перераб. и допол., М: Энергоатомиздат,1986. - 648 с.

5. Методические указания по курсовому проектированию «Проектирование электрической части подстанции» - ДВГТУ, Владивосток, 2002 г.

6. Смирнов А.Д., Антипов К.М. Справочная книжка энергетика, - 4-е изд., перераб. и допол., М: Энергоатомиздат,1984. - 440 с., ил.

7. Грудинский П.Г. Электротехнический справочник: Т. 2.- изд 5-е.,испр. М., Энергия, 1975.-752с.

8. Методические указания к выполнению курсового проекта «Понижающие подстанции для электроснабжения промышленных и коммунально-бытовых потребителей» - ДВГТУ, Владивосток, 1998 г.

9. Долин П.В. Основы техники безопасности в электроустановках: Учеб. Пособие для вузов.- 2-е изд., перераб. и доп.- М.: Энергоатомиздат, 1984.-448 с., ил.

10. Техника высоких напряжений: метод. указания для практ. занятий/сост. В.Н. Лифанов, Д.Г. Туркин. - Владивосток: Изд-во ДВГТУ, 2005. - 24 с.

11. МЕЖОТРАСЛЕВЫЕ ПРАВИЛА по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок., ПОТ Р М-016-2001., РД 153-34.0-03.150-00 с изм. Санкт - Петербург, 2003. - 186 с.

12. Руководящие указания по релейной защите. Р85 Вып. 13Б. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ: Расчеты.-М.: Энергоатомиздат, 1985. - 96с.