Проектирование электрической части КЭС мощностью 1880 МВт

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В данном дипломном проекте рассматривается электрическая часть КЭС мощностью 1880 МВт, с установкой генераторов 500 и 220 МВт и напряжением 500 - 220 кВ.

При проектировании следует руководствоваться действующими нормативными документами.

В комплекс зданий и сооружений тепловых электростанций входят:

- здания и сооружения производственного назначения (главный корпус с дымовыми трубами, сооружения электрической части, технического водоснабжения, топливоподачи и газомазутное хозяйство);

- подсобно производственные здания и сооружения (объединено-вспомогательный корпус, склады, пусковая котельная, административно-бытовой корпус, ремонтные мастерские, маслохозяйство);

- вспомогательные здания и сооружения (жел. дор. Станция, гараж, сооружения по сбору и очистке сточных, замасленных и фекальных вод, внеплощадочные сооружения, дороги, ограждения и благоустройство территории, сооружение гражданской обороны, временные сооружения).

Проектирование тепловых электрических станций должно вестись на высоком научно-техническом уровне, с применение прогрессивного высокоэкономичного оборудования.

Основные технические решения должны приниматься с учетом: обеспечения надежности работы оборудования; максимальной экономии первоначальных капиталовложений и эксплуатационных затрат; снижения металлоемкости; повышения производительности труда в строительстве, эксплуатации и ремонте; охраны природы, а также создания нормальных санитарно-бытовых условий для эксплуатационного и ремонтного персонала.

Объемно-планировочные и конструктивные решения вновь сооружаемых, расширяемых и реконструируемых ТЭС должны приниматься в соответствии со СНиП.

В проектах должны учитываться возможности максимального использования отходов производства сточных вод, сбросного тепла и золошлаков в народном хозяйстве страны.

В проектах электростанций разрабатываются разделы организации эксплуатации и ремонта. Указанные разделы разрабатываются в соответствии: по эксплуатации с "Правилами технической эксплуатации тепловых электростанций и сетей", а по ремонтам с "Инструкцией по проектированию организации и механизации ремонта оборудования, зданий и сооружений на тепловых электростанциях".

Для электростанций, сооружаемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха для отопления минус 20 C и выше, допускается проектирование главных корпусов электростанций с открытым котельным отделением, а также с полуоткрытой установкой пиковых водогрейных котлов, работающих на твердом топливе.

Полуоткрытая установка водогрейных котлов на газообразном и жидком топливах применяется в районах с расчетной температурой наружного воздуха для отопления минус 25 C и выше.

Служебные и вспомогательные помещения с постоянным пребыванием в них должны располагаться в местах, отделенных от действующего оборудования стенами. Внутри помещений запрещается прокладка технологических трубопроводов, за исключением трубопроводов отопления, водопровода, вентиляции и трубопроводов, необходимых для технологии проводимых в помещении работ.

1. Характеристика технологического процесса

Основным назначением конденсационной установки паротурбинного агрегата является конденсация отработавшего пара турбины и обеспечение за последней ступенью при номинальных условиях давления пара не выше расчетного, определенного исходя из технико-экономических соображений.

Среднее давление отработавшего пара р2 для принятых при проектировании конденсатора номинальных условий (расхода пара в конденсатор, температуры и расхода охлаждающей воды; составляет обычно 3,5-6 кПа (0,035-0,060 кгс/cм2). Поскольку оно значительно ниже атмосферного (барометрического), ему отвечает разрежение в паровом пространстве конденсатора. В отличие от номинальных значений параметров свежего пара перед турбиной давление отработавшего пара р2 не может поддерживаться в эксплуатации на определенном заданном уровне, а заметно изменяется в зависимости от режимных условий. Его значения, отвечающие различным условиям работы конденсационной установки при удовлетворительном ее состоянии, определяются по тепловым характеристикам.

Помимо поддержания давления отработавшего пара на требуемой для экономичной работы турбоагрегата уровне конденсационная установка должна также обеспечивать:

- сохранение конденсата отработавшего пара, используемого в системе питания парового котла, и его качество, соответствующее после смешения с водами, поступающими в конденсатор извне, требованиям ПТЭ (ограничение в допустимых пределах содержания в нем кислорода, растворенных солей и продуктов коррозии);

- предотвращение переохлаждения конденсата на выходе из конденсатора по отношению к температуре насыщения отработавшего пара, приводящего к потере теплоты;

- прием при нормальной работе, а также при пусках и остановах энергоблока предусмотренных его тепловой схемой сбросов в конденсатор (непосредственно через паросбросные устройства, расширители или БРУ-К) пара, горячих дренажей из других аппаратов и добавочной воды для системы питания парового котла.

Применяющиеся одно- или многокорпусные поверхностные конденсаторы с водяным охлаждением, как правило, представляют собой горизонтальные кожухотрубные теплообменные аппараты, в которых на наружной поверхности трубок конденсируется отработавший пар, поступающий из турбины, а внутри трубок протекает охлаждающая вода, отводящая теплоту конденсата пара. Образовавшийся на трубках конденсат стекает из трубного пучка на днище корпуса и затем в конденсатосборники, из которых он удаляется конденсатными насосами.

На рисунке 1 приведена принципиальная схема, конденсационной установки.

Пар, поступающий в конденсатор, содержит обычно примесь неконденсирующихся газов, в основном воздуха, проникающего через неплотности в вакуумной системе турбоагрегата.

Для поддержания разрежения в паровом пространстве конденсатора неконденсирующиеся газы должны постоянно удаляться. Это осуществляется с помощью воздушных насосов, паро- или водоструйных эжекторов или роторных вакуум-насосов, например водокольцевых, отсасывающих из конденсатора неконденсирующиеся газы (воздух) с остаточным содержанием пара, сжимающих паровоздушную смесь и выбрасывающих ее в атмосферу.

При некоторых режимах работы энергоблоков осуществляется сброс свежего пара в конденсатор помимо турбины через приемно-сбросные устройства, в которых пар дросселируется и охлаждается.

Охлаждающая вода подается в конденсатор по напорным трубопроводам циркуляционными насосами, связывающие конденсационную установку с системой технического водоснабжения, которая в зависимости от местных условий выполняется прямоточной или оборотной.

При прямоточной системе водоснабжения вода забирается из естественного источника (реки, озера, моря) и после однократного ее использования сбрасывается в тот же источник, а при оборотной - поступает после конденсатора в водоохлаждающее устройство (градирню, брызгальный бассейн или водохранилище-охладитель); где отдает воспринятую в конденсаторе теплоту наружному воздуху, после чего вновь используется для охлаждения конденсатора.

При прямоточной системе водоснабжения или оборотной с водохранилищем-охладителем охлаждающая вода поступает в водоприемное устройство, в котором установлены очистные решетки и сетки, и которое объединено большей частью с береговой насосной или соединено с приемными колодцами насосов самотечными водоводами.

При оборотной системе водоснабжения с градирнями или брызгальным бассейном вода поступает в циркуляционные насосы из водосборных резервуаров градирен или из бассейна и подается циркуляционными насосами в конденсаторы с давлением, достаточным для подъема подогретой воды из конденсатора на отметку водораспределительного устройства градирен или для обеспечения достаточного давления воды перед соплами брызгального бассейна.

Для уменьшения затраты электроэнергии на циркуляционные насосы (при прямоточном водоснабжении или оборотном с водохранилищем-охладителем) на сбросе воды из конденсатора используется обычно сифон, а из сифонного колодца вода сбрасывается, как правило, самотеком по открытому каналу.

Сброс теплой воды производится ниже водозабора на расстоянии, исключающем ее попадание в водоприемное устройство. В месте сброса воды устраивается участок канала с большим уклоном - быстроток.

Рисунок 1 - Принципиальная схема конденсационной установки турбины

1 - ЦНД; 2 - конденсатор; 3 - циркуляционные насосы; 4, 5 - конденсатные насосы первого и второго подъема; 6 - основные эжекторы; 7 - эжекторы циркуляционной системы; 8 - охладитель пара лабиринтовых уплотнений; 9 - охладитель дренажа подогревателя сетевой воды; 10 - блочная обессоливающая установка; 11, 12 - приемно-сбросное устройство пара промперегрева и БРОУ;

- пар

- охлаждающая вода;

- конденсат;

- паровоздушная смесь

3. Выбор основного электрооборудования

3.1 Выбор генераторов

Генераторы выбираем по заданной в задании мощности, данные генераторов, заносим в таблицу 1.

Таблица 1 - Технические данные турбогенератора

Тип турбогенератора или гидрогенератора	Частота вращения об/мин	Номинальное значение	Сверхпереходное индуктивное сопротивление, xd”	Система возбуждения	Охлаждение обмоток
		Мощность МВА	cos ц	Ток статора, кА	Напряжение статора	КПД, %			Статора	Ротора
ТГВ-500-4	1500	588	0,85	17	20	98,6	0,262	БЩ	НВ	НВ
ТВВ-220-2А	3000	259	0,85	9,49	15,75	98,6	0,197	ВЧ	НВ	НВР

Принимаем генераторы ТГВ-500-4 и ТВВ-220-2А.

Охлаждение обмоток статора генератора ТГВ-500-4 осуществляется непосредственно водой. Данный турбогенератор имеет бесщёточную систему возбуждения.

Полная мощность генератора ТГВ-500-4 равна:

Sг500 = Рг500 + jQг500 = (500+j310) МВА, (3.1)

где Рг - активная мощность генератора;

Qг - реактивная мощность генератора

Qг500 = Рг500 · tgц = 500 · 0,62 = 310 МВАр (3.2)

Полная мощность генератора ТВВ-220-2А равна:

Sг220 = Рг220 + jQг220 = (220+j136) МВА,

Qг220 = Рг220 · tgц = 220 · 0,62 = 136 МВАр

3.2 Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой

электростанции

Рисунок 2 - Первый вариант схемы проектируемой электростанции

G1,G2,G3,G4,G5,G6 - турбогенераторы; Т1,Т2,Т3,Т4 - блочные трансформаторы; АТ5,АТ6 - автотрансформаторы связи

Заданием предусмотрено обеспечить выдачу максимальной мощности 1880 МВт. Остаток мощности будет передаваться через автотрансформаторы связи в энергосистему.

Я выбираю первую схему т.к. она самая целесообразная по экономическим показателям и надёжности, уменьшено количество блочных трансформаторов, соответственно, затраты на покупку оборудования уменьшаются. Единственный недостаток этой схемы, это при выходе из стоя трансформатора Т3 или Т4 теряется большое количество мощности.

Рисунок 3 - Второй вариант схемы проектируемой электростанции

G1,G2,G3,G4,G5,G6 - турбогенераторы; Т1,Т2,Т3,Т4,Т5,Т6 - блочные трансформаторы; АТ7,АТ8 - автотрансформаторы связи

Во второй схеме большое количество трансформаторов и выключателей, соответственно, большая стоимость и большее время на проверку, и ремонт оборудования. Рациональней будет использовать первый вариант схемы.

конденсационный паротурбинный трансформатор релейный

4. Выбор числа и мощности трансформаторов

4.1 Выбор числа и мощности блочных трансформаторов

Силовые трансформаторы классифицируют:

- по условиям работы - на трансформаторы, предназначенные для работы в нормальных и специальных условиях;

- по виду изолирующей и охлаждающей среды - на масляные и сухие трансформаторы, трансформаторы, заполненные негорючим жидким диэлектриком, трансформаторы с литой изоляцией;

- по типам, характеризующим назначение и основное конструктивное исполнение (однофазные или трехфазные, и РПН, ПБВ и т.д.).

Нормальные условия работы характеризуют следующими данными:

- высота установки над уровнем моря - не более 1000 м, кроме трансформаторов класса напряжения 750-1150 кВ, для которых высота установки над уровнем моря - не более 500 м;

- климатическое исполнение - У.

При этом среднесуточная температура воздуха не более 30 °С и среднегодовая температура воздуха не более 20 °С, температура охлаждающей воды - не более 25 °С у входа в охладитель.

По заказу потребителя должны изготавливаться трансформаторы для следующих условий:

- высота установки над уровнем моря для трансформаторов классов напряжения до 500 кВ включ. - от 1000, но не более 3500 м;

- климатическое исполнение - ХЛ или УХЛ;

- температура охлаждающей воды - более 25 °С, но не более 33 °С.

Внешние механические воздействия, в том числе и для сейсмоопасных районов.

При температуре охлаждающей среды (воздуха или воды), отличающейся от установленной, при выборе номинальной мощности трансформатора должна быть учтена температура охлаждающей среды в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

Класс напряжения трансформатора устанавливают по классу напряжения его обмотки ВН.

Основными парами обмоток трехобмоточных трансформаторов следует принимать обмотки ВН и СН. Допускается в стандартах или технических условиях на конкретные группы и типы трансформаторов принимать другую пару обмоток за основную.

Блочные силовые трансформаторы выбираем по мощности генератора, в блоке, с которым работает трансформатор, по напряжению статора генератора и по напряжению сборных шин, к которым подключён генератор.

Sном.бл.тр. ? Sнг - Sс.н.; (4.1)

где Sнг - номинальная мощность генератора, МВА,

Sном.бл.тр. - номинальная мощность трансформатора, МВА

Активная мощность трансформатора собственных нужд:

,(4.2)

где Рсн% - активная мощность трансформатора собственных нужд в процентах от полной мощности установки;

Кс - коэффициент спроса для КЭС равен 1

Полная мощность трансформатора собственных нужд:

(4.3)

где Рсн - активная мощность трансформатора собственных нужд;

cos ц - коэффициент трансформации

Sном500 = 588 - 29 = 559 МВА

Sном220 = 259 - 12,9 = 246 МВА

В результате расчётов мы выбрали трансформаторы, данные которых, занесли в таблицу 2.

Таблица 2 - Технические характеристики трансформаторов

Тип трансформатора	Мощность, МВА	Напряжение, кВ	Потери, кВт	Uk, %
		ВН	НН	Рх.х.	Рк.з.
ТЦ - 630000/500	630	525	20	420	1210	14
ТНЦ-630000/220	630	242	15,75	400	1200	11
ТДЦ-250000/220	250	242	15,75	207	600	11

4.2 Выбор числа и мощности автотрансформаторов связи

Рекомендуется устанавливать два автотрансформатора связи.

Расчет реактивных мощностей:

Реактивная мощность трансформаторов собственных нужд на стороне напряжения 500 кВ:

Qсн 500 = Рсн · tgц ,(4.4)

где Рсн - активная мощность трансформатора собственных нужд

Qсн 500 = 25 · 0,62 = 15,5 МВАр

Максимальная реактивная мощность блочного трансформатора на стороне 500 кВ:

Qmax 500 = Рmax · tgц ,(4.5)

где Рmax - максимальная нагрузка линии на стороне 500 кВ

Qmax 500 = 1500 · 0,62 = 930 МВАр

Минимальная реактивная мощность блочного трансформатора на стороне 500 кВ:

Qmin 500 = Рmin · tgц ,(4.6)

где Рmin - минимальная нагрузка линии на стороне 500 кВ

Qmin 500 = 1400 · 0,62 = 868 МВАр

Реактивная мощность трансформаторов собственных нужд на стороне напряжения 220 кВ:

Qсн 220 = 11 · 0,62 = 6,82 МВАр

Максимальная реактивная мощность блочного трансформатора на стороне 220 кВ:

Qmax 220 = 380 · 0,62 = 235,6 МВАр

Минимальная реактивная мощность блочного трансформатора на стороне 220 кВ:

Qmin 220 = 360 · 0,62 = 223,2 МВАр

Расчетные мощности определяются для трех режимов:

1 Нагрузка на среднем напряжении максимальна в работе все генераторы и трансформаторы.

2 Режим, когда напряжение на среднем напряжении минимальное, в работе все генераторы и трансформаторы.

3 Режим отключения энергоблока присоединено к шинам среднего напряжения при максимальной нагрузке потребителя.

Первый вариант

Режим максимальных нагрузок:

Рр.1 = ?Рнг - ?Рсн - Рmax, (4.7)

где ?Рнг - сумма активной мощности генераторов;

?Рсн - сумма активной мощности трансформаторов собственных нужд;

Рmax - максимальная нагрузка линий

Рр.1 = 4 · 220 - 4 · 11 - 380 = 456 МВт

Qр.1 = ?Qнг - ?Qсн - Qmax ,(4.8)

где ?Qнг - сумма реактивных мощностей генераторов;

?Qсн - сумма реактивных мощностей трансформаторов собственных нужд;

Qmax - максимальная реактивная мощность блочного трансформатора

Qр.1 = 4 · 136 - 4 · 6,82 - 235,6 = 281 МВАр

Sр.1 = vР?р.1 + Q?р.1,(4.9)

Sр.1 = v456? + 281? = 353 МВА

Режим минимальных нагрузок:

Рр.2 = ?Рнг - ?Рсн - Рmin, (4.10)

где ?Рнг - сумма активной мощности генераторов;

?Рсн - сумма активной мощности трансформаторов собственных нужд;

Рmin - минимальная нагрузка линий

Рр.2 = 4 · 220 - 4 · 11 - 360 = 476 МВт

Qр.2 = ?Qнг - ?Qсн - Qmin,(4.11)

где ?Qнг - сумма реактивных мощностей генераторов;

?Qсн - сумма реактивных мощностей трансформаторов собственных нужд;

Qmax - минимальная реактивная мощность блочного трансформатора

Qр.2 = 4 · 136 - 4 · 6,82 - 223,2 = 293 МВАр

Sр.2 = vР?р.2 + Q?р.2(4.12)

Sр.2 = v476? + 193? = 558 МВА

Режим отключения энергоблоков:

Рр.3 = ?Рнг - ?Рсн - Рmax = - Рmax = -380 МВт(4.13)

Qр.3 = ?Qнг - ?Qсн - Qmax = - Qmax = -235 МВАр(4.14)

Sр.3 = vР?р.3 + Q?р.3 = v380? + 235? = 446 МВА(4.15)

По наиболее тяжёлому режиму выбираем мощность автотрансформатора связи.

Рисунок 4 - Схема баланса мощности

Полная мощность автотрансформатора связи:

,(4.16)

где - полная расчётная максимальная мощность

Выбираем две группы однофазных автотрансформаторов связи типа:

АОДЦН-167000/500/220.

Технические данные автотрансформатора связи заносим в таблицу.

Таблица 3 - Технические данные автотрансформатора связи

Тип АТ	Sн, МВА	Напряжение, кВ	Потери, кВт,	Напряжение КЗ, %
		ВН	СН	НН	Рх.х.	Uк в-с	Uк в-н	Uк с-н
АОДЦН 167/500/220	3·167	500/v3	220/v3	20	90	11	35	21,5

5. Выбор главной схемы, электроснабжения

Схемы КЭС должны выполняться в соответствии с требованиями в отношении надёжности, гибкости, удобства эксплуатации, экономичности. Главная схема на КЭС выбирается в соответствии с правилами технического проектирования и выбранной структурной схемы.

При соединении генератора в блоке с трансформатором между генератором и блочным трансформатором устанавливается генераторный выключатель.

На напряжение 500 кВ принимаем схему 3/2, с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи и на 220 кВ схему с двумя рабочими системами шин и одной обходной. Чтобы обеспечить возможность поочерёдного ремонта выключателей без перерыва в работе соответствующих присоединений предусматривают обходную систему шин и обходные выключатели. В устройствах с двумя системами сборных шин, функция обходного и шиносоединительного выключателей могут быть объединены в одном выключателе, что позволяет уменьшить общее число выключателей. Полуторная схема имеет следующие преимущества:

- любой выключатель может быть выведен в ремонт без перерыва питания и без производства разъединителем операций под нагрузкой, т.е. разъединители не являются оперативными аппаратами;

- повреждения или отказ любого выключателя, примыкающего к шинам, приводит к отключению только одного присоединения, если все выключатели до этого были выключены.

Недостатками полуторной схемы являются:

- отключение короткого замыкания на линии двумя выключателями, что увеличивает общее количество ревизий выключателя;

- снижение надёжности схемы, если количество линий не соответствует числу трансформаторных присоединений.

6. Выбор схемы собственных нужд и трансформаторов собственных

нужд

Потребители собственных нужд по требованию к надёжности электроснабжения делятся на три группы.

Для потребителей собственных нужд третьей и второй группы в нормальном режиме предусматривается рабочее и резервное питание от рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд.

Рабочее питание потребителей собственных нужд 6 кВ осуществляется от рабочих трансформаторов собственных нужд, подключенных к ответвлению от блоков генератор трансформатор. Так на КЭС имеется генераторный выключатель, ответвления присоединяются между выключателем и трансформатором.

Распределительные устройства собственных нужд выполняются с одной системой сборных шин.

Рассчитываем мощность рабочего трансформатора собственных нужд.

Sсн Sсн,max · Кс, МВА

Для блока мощностью 500 МВт:

,(6.1)

где Руст - активная мощность установки

где Кс = 1- коэффициент спроса установок собственных нужд.

Для блока мощностью 220 МВт:

На энергоблок 500 МВт присоединяем один рабочий трансформатор собственных нужд типа ТРДНС-25000/35/20/6,3-6,3.

На энергоблок 220 МВт присоединяем один рабочий трансформатор собственных нужд типа ТДНС - 16000/15,75/6,3-10,5.

7. Расчёт токов короткого замыкания

Рисунок 5 - Расчётная схема

7.1 Исходные данные:

Генераторы:

SномG1-G2 = 588 МВА; Xd" = 0,262

SномG3-G6 = 259 МВА; Xd" = 0,197

Трансформаторы:

SномТ1,Т2 = 630 МВА; Uk = 14%

SномТ3,Т4 = 630 МВА; Uk = 11%

Автотрансформаторы:

SномТ5-Т6 = 3 · 167 МВА; Uk в-н = 35%; Uk с-н = 21,5%; Uk в-с = 11%.

Составляем схему замещения, в которой все элементы представляются в виде индуктивных сопротивлений.

Рисунок 6 - Схема замещения

7.2 Расчёт токов короткого замыкания в точке К3

Сопротивление трансформаторов:

,(7.1)

где - базисное напряжение, принимается равным 230 кВ;

- номинальная мощность блочного трансформатора

Сопротивление генераторов:

,(7.2)

где - сверхпереходное удельное сопротивление генератора;

- базисное напряжение;

- номинальная мощность генератора

Сопротивление автотрансформаторов:

(7.3)

Рисунок 7 - Упрощённая схема замещения



Начальное значение периодической составляющей тока к.з. может быть найдено из выражения:

(7.4)

Значения тока:

Суммарный ток к.з. в точке К:

Результаты расчётов тока к.з. в точке К заносим таблицу 4.

Таблица 4 - Сводная таблица результатов расчёта токов к.з. в точке К

Источники Расчётные значения	G1+G2	G3+G4+G5+G6	Суммарное значение
Е"	1,13	1,13	-
Iп.0 =Е"· Uб/v3·Х	8,8	10,4	19,2
Sном.ветви, МВА	2·588	4·259	-
Iном = Sном.ветви/v3·Uср.к.з.	3	2,6	-
Ку	1,983	1,977	-
iу = v2 · Iп,0 · Ку	24,4	28,7	53,1

8. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных

цепей

8.1 Выбор токопровода в цепи линии 220 кВ

Токоведущие части в цепи линии 220 кВ выполняем гибкими проводами.

Провода должны изготовляться в соответствии с требованиями настоящего стандарта и технологической документации, утвержденной в установленном порядке.

В проводе не должно быть перехлестывания, выпирания, разрывов и надломов отдельных проволок. В месте окончания стального сердечника провод должен быть разрезан с наложением бандажей.

Скрутка повивов должна быть произведена в противоположные стороны, причем наружный повив должен иметь правое направление скрутки.

Заполнение проводов смазкой и наложение смазки на сердечник провода должно быть произведено без пропусков.

Кратность шага скрутки наружного повива алюминиевых проволок должна быть не менее 10 и не более 14; кратность шага скрутки внутренних повивов алюминиевых проволок должна быть не менее 10 и не более 16. Кратность шага скрутки повива из 6 проволок 7- и 19-проволочного стального сердечника должна быть не менее 16 и не более 26; кратность шага скрутки повива из 12 проволок 19-проволочного стального сердечника должна быть не менее 14 и не более 22. В 19-проволочном стальном сердечнике кратность шага скрутки повива из 12 проволок не должна быть больше, чем кратность шага скрутки повива из 6 проволок. В проводах, имеющих несколько повивов из алюминиевых проволок, кратность шага скрутки любого повива не должна быть более кратности шага скрутки предыдущего повива, считая от оси провода.

Определяем расчётные токи продолжительных режимов.

(8.1)

(8.2)

Сечение выбираем по экономической плотности тока

(8.3)

Принимаем провод 2АС-400/64, q = 400 мм?, d = 27,7мм, Iдоп = 790 А.

Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 400 см.

Проверка проводов по допустимому току:

(8.4)

Проверку на термическое действие токов к.з. не производим, т.к. линии выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условиям коронирования

начальная критическая напряжённость:

(8.5)

Напряжённость вокруг провода:

(8.6)

(8.7)

Таким образом, провод 2АС-400/64 по условиям короны подходит.

8.2 Выбор выключателей и разъединителей

Расчётные данные	Каталожные данные
	ВВД-220-20	РДЗ-1-220/2200
Uуст = 220 кВ	Uном = 220 кВ	Uном = 220 кВ
Imax = 607,6 А	Iном = 2000А	--
Iп,0 = 19,2 кА	Iоткл,н = 40 кА	--
iу = 53,1 кА	iдин = 102 кА	iдин = 125 кА
Вк = 210 кА?·с	Iф · tтер = 40? · 3 = 4800 кА?·с	Iф · tтер = 50? · 3 = 7500 кА?·с

Выбор ведём в табличной форме:

Таблица 5 - Расчётные и каталожные данные выключателей и разъединителей

Тепловой импульс тока к.з.:

(8.9)

8.3 Выбор трансформаторов тока

Измерительные трансформаторы тока используют для включения измерительных приборов, аппаратуры автоматического регулирования и защиты в высоковольтные цепи.

Измерительные трансформаторы тока используют для включения амперметров и токовых катушек измерительных приборов. Эти катушки имеют очень маленькое сопротивление, поэтому трансформаторы тока практически работают в режиме короткого замыкания.

Выбор трансформатора тока ведём в табличной форме:

Таблица 6 - Расчётные и каталожные данные трансформатора тока в цепи линии 220 кВ

Расчётные данные	Каталожные данные ТФЗМ 220Б-ІІ
Uуст = 220 кВ	Uном = 220 кВ
Imax = 607,6 А	Iном = 1200 кА
iу = 53,1 кА	iдин = 108 кА
Вк = 210 кА?·с	Iф · tтер = 40? · 3 = 4800 кА?·с
	Z2Н = 30 Ом

Таблица 7 - Вторичная нагрузка трансформатора тока ТА

Прибор	Тип	Нагрузка по фазам ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-345	0,5	--	0,5
Варметр	Д-345	0,5	--	0,5
Счётчик активной энергии	САЗ-И681	2,5	--	2,5
Счётчик реактивной энергии	СР4-И676	2,5	2,5	2,5
Датчик активной мощности	Е-849	1	--	1
Датчик реактивной мощности	Е-830	1	1	1
ИТОГО:		8,5	4	8,5

Так как количество подключаемых к трансформатору тока приборов больше трёх, то rк = 0,1 Ом.

Общее сопротивление приборов:

(8.10)

Допустимое сопротивление проводов:

(8.11)

Определяем минимальное сечение медных жил контрольного кабеля:

(8.12)

По условию механической прочности принимаем кабель марки КВВГ с жилами сечением 4?2,5 мм?.

8.4 Выбор трансформатора напряжения

Измерительные трансформаторы напряжения служат для включения вольтметров и обмоток напряжения измерительных приборов. Поскольку

обмотки имеют большое сопротивление и потребляют маленькую мощность, можно считать, что они работают в режиме холостого хода.

В цепи линии 220 кВ выбираем трансформатор напряжения 3НКФ-220-58Т1.

Uном =220/v3 кВ; Sном = 1200 ВА;

Класс точности - 0,5.

Таблица 8 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток	cos ц	sin ц	Число приборов	Рпотр Вт	Qпотр ВАр
Ваттметр	Д-345	2	2	1	0	1	3	--
Варметр	Д-345	2	2	1	0	1	3	--
Счётчик активной энергии	САЗ-И681	2	2	0,38	0,925	1	4	9,7
Счётчик реактивной энергии	СР4-И676	3	2	0,38	0,925	1	6	14,6
Датчик активной мощности	Е-829	10	--	1	0	1	10	--
Датчик реактивной мощности	Е-830	10	--	1	0	1	10	--
ИТОГО	36	24,3

Выбираем контрольный кабель КВВГ с сечением жил 1,5 мм? по условию механической прочности.

8.5 Выбор ограничителей перенапряжения

Ограничители перенапряжений предназначены для защиты электрооборудования распределительных электрических сетей переменного тока с изолированной или компенсированной нейтралью от грозовых и коммутационных перенапряжений в соответствии с их вольт-амперными характеристиками и пропускной способностью.

Конструктивно ограничитель перенапряжения представляет собой высоконелинейное сопротивление (варистор), заключенный в высокопрочный герметизированный корпус. При возникновении волн перенапряжения сопротивление варисторов изменятся на несколько порядков (от мегомов до десятков Ом) с соответствующим возрастанием тока от миллиампер при воздействии рабочего напряжения до тысяч ампер при воздействии волны перенапряжения. Этим объяснятся защитное действие ограничителя перенапряжения, а высоконелинейная вольтамперная характеристика варисторов позволят реализовать низкий защитный уровень для всех видов перенапряжений и отказаться от использования искровых промежутков, характерных для традиционных разрядников, со всеми вытекающими отсюда преимуществами.

Ограничители перенапряжения выбираем по номинальному напряжению места установки ОПН-220У1.

Uуст = 220кВ = Uном = 220кВ.

8.6 Выбор высокочастотных заградителей

Заградители высокочастотные серии ВЗ предназначены для высокочастотной обработки линий электропередачи переменного тока напряжением 35-750 кВ частотой 50 Гц (допускается работа заградителей при частоте 60 Гц и при постоянном токе). Заградители рассчитаны для внутригосударственных и экспортных поставок. Высокочастотные заградители серии ВЗ с естественным воздушным охлаждением предназначены для уменьшения утечки токов ВЧ каналов связи по линии электропередачи в сторону, противоположную направлению к корреспонденту, и состоят из соединенных параллельно элемента настройки и силового реактора.

Выбираем высокочастотный заградитель для линии 220кВ типа ВЗ-630-0,5У1.

Uуст = 220кВ = Uном = 220кВ

Imax = 607,6 А < Iном = 630 А

Iп,0 = 19,2 кА < Iдин = 41 кА

Вк. = 210 кА? · с < I?т · tт = 16? · 1 = 256 кА? · с

8.7 Выбор конденсаторов связи

По мере развития сети высоковольтных линий электропередачи, увеличения их протяженности и оснащения автоматикой возникает необходимость в надежной диспетчерской и административно-хозяйственной связи между отдельными пунктами, передаче сигналов телеизмерения, аварийного отключения выключателей, релейной защиты и других данных. Обычно такая связь осуществляется непосредственно по высоковольтным ЛЭП на частоте 40-500 кГц. Одним из элементов оборудования такой связи являются конденсаторы, которые отделяют аппаратуру связи от высокого напряжения частоты 50 Гц, пропуская сигналы высокой частоты по каналам связи. На основе этих же конденсаторов делаются устройства отбора мощности при частоте 50 Гц непосредственно от ЛЭП для питания измерительной аппаратуры и силового оборудования, а также измерительные устройства (делители, трансформаторы напряжения) - для измерения напряжений ЛЭП.

Выбираем конденсатор для высокочастотных каналов связи, телемеханики и защиты типа СМР-166/v3-14

Допустимое отклонение ёмкости ± 5 %

Одноминутное испытание напряжением 262 кВ.

9. Выбор релейной защиты

В соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) на блоках турбогенератор - трансформатор предусмотрен ряд основных и резервных устройств релейных защит от различного вида повреждений и ненормальных режимов работы.

Основные защиты турбогенератора:

а) От многофазных коротких замыканий (КЗ) в обмотке статора и на выводах турбогенератора - продольная дифференциальная токовая защита, действует без выдержки времени и производит полную остановку блока и действует на УРОВ;

б) От замыканий на землю в обмотке статора - защита напряжения первой и третьей гармоники без зоны нечувствительности, действует без выдержки времени и производит остановку блока, действует на УРОВ;

в) Поперечная дифференциальная токовая защита генератора выполняется с помощью одного реле тока, присоединенного к трансформатору тока, установленного в соединении между нейтралями параллельных ветвей. Защита действует без выдержки времени на отключение, аналогично дифференциальной продольной защите генератора. Это защита от КЗ между витками одной фазы обмотки статора генератора.

Резервные защиты турбогенератора:

а) От внешних симметричных коротких замыканий в обмотке статора - одноступенчатая дистанционная защита с независимой выдержкой времени, имеет две ступени выдержки времени. Первая ступень обеспечивает дальнее резервирование выключателя ВН. Вторая ступень обеспечивает ближнее резервирование и действует на остановку турбины;

б) От внешних несимметричных КЗ и несимметричных перегрузок в обмотках статора - токовая защита обратной последовательности с интегрально - зависимой выдержкой времени. Интегральный орган действует без дополнительной выдержки времени на отключение выключателя ВН, с дополнительной выдержкой времени на остановку турбины. Орган-отсечка I имеет две ступени выдержки времени. Сигнальный орган действует на сигнал через выносное реле времени с выдержкой времени. Орган-отсечка II обеспечивает резервирование основных защит генератора, имеет одну ступень выдержки времени и действует на остановку турбины;

в) От симметричных перегрузок в обмотке статора - максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени, действует на сигнал;

г) От перегрузок током возбуждения в роторе - токовая защита с двумя ступенями интегрально зависимой выдержки времени. Защита предназначена для действия при перегрузках в аварийных режимах, а также при неисправностях в системе возбуждения генератора, вызывающих длительное протекание по обмотке ротора тока недопустимой величины. Защита действует на отключение трансформатора собственных нужд и гашение поля генератора и возбудителя;

д) От асинхронного режима при потере возбуждения - одноступенчатая дистанционная защита с независимой выдержкой времени, действует на сигнал;

е) От повышения напряжения на выводах турбогенератора и трансформатора - максимальная защита напряжения с независимой выдержкой времени; Защита предназначена для предотвращения недопустимого повышения напряжения в режиме холостого хода или сброса нагрузки.

Основные защиты трансформатора:

а) От всех видов КЗ в обмотке и на выводах трансформатора, включая витковые замыкания в обмотках - продольная дифференциальная токовая защита с циркулирующими токами, действует без выдержки времени на полную остановку блока;

б) От замыканий внутри бака маслонаполненного трансформатора, сопровождающихся выделением газа - газовая защита, с двумя ступенями действия, без выдержки времени, на полный останов блока и пожаротушение.

Резервные защиты трансформатора: от внешних коротких замыканий на землю в сети с заземленной нейтралью - токовая защита нулевой последовательности с независимой выдержкой времени. Имеются две ступени выдержки. Первая ступень - ускорения, действует на полный останов блока; вторая ступень - на отключение секционного выключателя. Второй комплект защиты также состоит из двух ступеней. Первая ступень действует на отключение выключателя высшего напряжения, вторая ступень - на остановку турбины.

Продольная дифференциальная токовая защита генератора: защита выполняется трехфазной, трехрелейной. Для защиты используются трансформаторы тока, установленные на линейных выводах генератора.

Защита напряжения и третьей гармоники без зоны нечувствительности ЗЗГ - 1: защита подключена к трансформатору напряжения со стороны линейного вывода и от трансформатора напряжения со стороны выводов нейтрали. Защита содержит два органа: максимальное реле напряжения первой гармоники и реле напряжения третьей гармоники, именуемое реле торможения.

В условиях проектирования определение параметров не производится, так как они не влияют на выбор аппаратуры. Защита действует с независимой выдержкой времени около 0,5 секунд.

Одноступенчатая дистанционная защита с независимой выдержкой времени: для защиты используется одно из трех реле сопротивления, блок реле. Реле включается на разность фазных токов от трансформаторов тока, установленных на стороне нулевых выводов, и на межфазное напряжение от трансформатора напряжения, установленного на выводах генератора.

Токовая защита обратной последовательности с интегрально-зависимой характеристикой: защита осуществляется с одним фильтр-реле тока обратной последовательности, которое содержит следующие элементы:

а) пусковой орган без выдержки времени, обеспечивающий пуск и возврат интегрального органа;

б) интегральный орган с интегрально-зависимой выдержкой времени;

в) орган “отсечка I ”, срабатывающий без выдержки времени;

г) орган “отсечка II ”, срабатывающий без выдержки времени;

д) сигнальный орган, срабатывающий без выдержки времени. Защита выполняется с двумя ступенями выдержки времени. Отключение выключателя высшего напряжения производится первой ступенью.

Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени: защита осуществляется токовым реле с высоким коэффициентом возврата и реле времени и действует на сигнал.

Выдержка времени согласуется с защитами, действующими на отключение.

Токовая защита с двумя ступенями интегрально-зависимой выдержки времени: защита осуществляется с помощью блока-реле. Блок-реле содержит следующие элементы:

а) входное преобразовательное устройство;

б) сигнальный орган, срабатывающий без выдержки времени;

в) пусковой орган, срабатывающий без выдержки времени;

г) интегральный орган, действующий с двумя ступенями выдержки времени в зависимости от накопления тепла в обмотке возбуждения при перегрузке и охлаждения после перегрузки.

Максимальная защита напряжения с независимой выдержкой времени: в качестве пускового органа используется реле напряжения. Для блокировки защиты используется реле тока. Реле напряжения включается на межфазное напряжение трансформатора напряжения на выводах генератора.

Поперечная дифференциальная защита: для защиты от витковых замыканий в обмотке статора с двумя параллельными ветвями применяют односистемную поперечную дифференциальную защиту, реагирующую на разность суммарных токов трех фаз в указанных параллельных ветвях.

Эта защита реагирует на замыкания между ветвями одной фазы, между ветвями разных фаз и между витками одной ветви.

Защита выполняется на токовом реле с фильтром высших гармоник.

Защита от потери возбуждения: защита, реагирующая на сопротивление на выводах генератора, выполняется с помощью реле сопротивления с круговой характеристикой.

Для отстройки от срабатываний при нарушении динамической устойчивости и асинхронном ходе в системе защита выполняется с выдержкой времени 1 - 2 с.

Для защиты от потери возбуждения используется второе реле сопротивления (на первом выполняется дистанционная защита от симметричных КЗ). Оно включается на разность токов высокого и среднего напряжения и напряжение высокое и среднее.

Для предотвращения излишних срабатываний при внешних несимметричных КЗ в ее выходной цепи предусматривается блокировка от сигнального органа ступенчатой токовой защиты обратной последовательности.

Продольная дифференциальная защита трансформатора: защита ДЗТ предусматривается на трансформаторах блоков в качестве основной защиты от всех видов КЗ. Обладает высокой чувствительностью благодаря применению для отстройки от токов включения сочетания время - импульсного принципа и торможения током второй гармоники. Комплектно с защитой ДЗТ могут поставляться два типа автотрансформаторов для расширения диапазона выравнивания токов плеч защиты.

Газовая защита: используется газовое реле. Газовое реле содержит два элемента - сигнальный и отключающий. Сигнальный элемент срабатывает при повреждениях, сопровождающихся слабым газообразованием после накопления определенного объема газа в реле. При значительном повреждении, вызывающем бурное выделение газа, повышается давление внутри бака и создается переток масла в сторону расширителя, воздействующий на отключающий элемент. Последний срабатывает при превышении заданной скорости потока масла. При этом газ из бака трансформатора попадает в газовое реле и вызывает срабатывание сигнального элемента позже действия отключающего элемента.

Токовая защита нулевой последовательности с независимой выдержкой времени: защита выполняется двухступенчатой с двумя комплексами токовых защит с разными значениями тока срабатывания. Каждый комплект выполняется с одним реле тока и реле времени с двумя выдержками времени.

10 Расчёт заземляющих устройств

Размеры ОРУ - 500 кВ и ОРУ - 220 кВ показаны на рисунке 8.

Рисунок 8 - Размеры ОРУ - 500 кВ и ОРУ - 220 кВ

Размеры ОРУ находятся по следующим данным:

- для ОРУ 500 кВ: шаг ячейки - 28 м; длина - 186 м;

-для ОРУ 220 кВ: шаг ячейки - 12м; длина - 24 м.

План заземляющей сетки показан на рисунке 9.

Рисунок 9 - План заземляющей сетки

Площадь заземляющего устройства:

(10.1)

Общая длина полос сетки:

(10.2)

Периметр сетки:

(10.3)

Число вертикальных заземлителей:

, (10.4)

где Р - периметр сетки;

а - расстояние между вертикальными заземлителями

.

Расчётное удельное сопротивление верхнего слоя грунта:

, (10.5)

где Кс = 1,15 - 1,45 - коэффициент сезонности;

- удельное сопротивление верхнего слоя грунта

.

Ток однофазного короткого замыкания на землю:

, (10.6)

где - ток короткого замыкания, принимается из расчётов токов к.з.

.

Коэффициент напряжения прикосновения:

, (10.7)

где - длина вертикального заземлителя;

- площадь заземляющего устройства;

- расстояние между вертикальными заземлителями

- параметр, зависящий от

.

Коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека Rчел = 1000 Ом и сопротивлению растекания тока от ступеней Rс:

, (10.8)

где - сопротивление тела человека;

- сопротивление растекания тока от ступеней

.

Потенциал на заземлителе:

, (10.9)

где - проходное допустимое напряжение;

- Коэффициент проходной

.

Допустимое сопротивление заземляющего устройства:

, (10.10)

где - потенциал на заземлителе;

- коэффициент сезонности;

-ток однофазного к.з.

.

Сторона квадрата модели:

, (10.11)

где - площадь заземляющего

.

Число ячеек сетки на стороне квадрата:

, (10.12)

где - общая длина полос сетки;

- площадь заземляющего устройства

.

Длина полос в расчётной модели:

, (10.13)

где - площадь заземляющего устройства;

- число ячеек сетки на стороне квадрата

.

Длина сторон ячеек модели:

, (10.14)

где - сторона квадрата модели;

- число ячеек сетки на стороне квадрата

.

Число вертикальных заземлителей по периметру контура:

, (10.15)

где - площадь заземляющего устройства;

- длина сторон ячеек модели

.

Общая длина вертикальных заземлителей модели:

,(10.16)

где - длина вертикального заземлителя;

- число вертикальных заземлителей по периметру контура

.

Относительная глубина заземлителей:

,(10.17)

где - длина вертикального заземлителя;

- площадь заземляющего устройства;

- глубина горизонтальных заземлителей

.

Сопротивление сложного заземлителя:

,(10.18)

где - длина вертикального заземлителя;

- площадь заземляющего устройства;

- глубина горизонтальных заземлителей

.

Эквивалентное сопротивление:

,(10.19)

где - удельное сопротивление верхнего слоя грунта;

- удельное сопротивление нижнего слоя грунта

.

(10.20)

где - эквивалентное сопротивление

(10.21)

Сопротивление заземляющего устройства с учётом естественных заземлителей:

(10.22)

Напряжение прикосновения:

(10.23)

Заземление удовлетворяет требованиям.

11. Расчёт молниезащиты

Определяем максимальное импульсное напряжение, возникающее в молниеотводе при прямом попадании на уровни защищаемое здание:

(11.1)

где =150 кА - максимальный ток молний;

=7 м высота здания;

= 10Ом - импульсное сопротивление заземлителя

Определяют расстояние по воздуху между молниеотводом и защищаемым зданием:

(11.2)

где=500 кВ/м - напряженность электрического поля, при котором происходит пробой электрического промежутка

Определяют приблизительный радиус защиты:

(11.3)

где l=24 м длина здания

Определяют высоту молниеотвода

(11.4)

Определяют зону действия защиты на уровне здания:

(11.5)

Берут 2 молниеотвода, так как здание не попадает под защиту одного молниеотвода.

Коридор защиты:

где - радиус защиты на уровне высоты защищаемого здания;

- активная часть молниеотвода;

а - расстояние между молниеотводами;

=7м - высота здания

Рисунок 10. - Зона молниезащиты

12. Экономический расчёт

12.1 Основные фонды предприятия

В условиях рыночной экономики очень важно четко и однозначно понимать различные виды единовременных затрат: капитал, капиталовложения, инвестиции, производственные фонды, включая основные фонды и оборотные средства.

Экономическая сущность основных производственных фондов -- многократное, в течение длительного времени участие в производственном процессе, когда их стоимость постепенно утрачивается, (оборудование «стареет») и переносится на производимую продукцию.

Оборотные фонды и оборотные средства в процессе производства сразу и полностью утрачивают свою стоимость, которая включается в стоимость произведенной продукции.

Целесообразно отметить три коренных отличия основных и оборотных производственных фондов:

1) сохранение основными фондами в течение длительного времени своей формы, а оборотные фонды и средства сразу же в течение производственного цикла свою первоначальную форму теряют, как бы «растворяясь» в производимой продукции;

2) длительный срок службы основных фондов по сравнению с обо- ротными средствами, которые полностью поглощаются производством за один оборот;

3) длительный, постепенный перенос стоимости на продукцию основными фондами, в то время как оборотные фонды переносят ее на продукцию сразу (за один оборот).

Единовременные затраты и ежегодные расходы отражаются в производственном процессе, когда производственные фонды переносят свою стоимость на продукцию. По форме участия в производстве эти фонды разделяются на основные и оборотные.

Рассмотрим спецификацию оборудования используемого на предприятии КЭС в таблице 9.

Спецификация используемого оборудования на предприятии КЭС за 2006г.

Основные фонды представляют собой денежное выражение средств труда и участвуют в процессе производства длительное время, постепенно, по мере износа утрачивая свою стоимость и перенося ее на производимую продукцию. По технологическому признаку основные фонды подразделяются на:

- здания;

- сооружения;

- передаточные устройства;

- силовые машины и оборудование (в том числе автоматическое);

- рабочие машины и оборудование;

- измерительные и регулирующие приборы и устройства, не установленная техника и прочие машины;

- транспортные средства;

- инструменты;

- производственный и хозяйственный инвентарь;

- прочие основные фонды (малоценные и быстроизнашивающиеся средства труда, капиталовложения и т.д.)

Таблица 9 - Спецификация оборудования используемого на предприятии КЭС

Наименования оборудования	Единица измерения	Кол-во (шт.)
Блочные трансформаторы ТЦ-630000/500 ТНЦ-630000/220	шт шт	2 2
Автотрансформаторы связи АОДЦН 167/500/220	шт	2
Ячейки ОРУ 500 кВ 220 кВ	шт шт	5 9

Вывод: На предприятии используется такое оборудование как:

- блочные трансформаторы марки ТЦ и ТНЦ в количестве четырех штук;

- автотрансформаторы марки АОДЦН в количестве двух штук;

- ячейки открытого распределительного устройства 500 и 220 кВ в количестве 14 штук.

Оборудование используемое на предприятии КЭС необходимо для его нормальной работы.

Используя таблицу спецификации основного оборудования определим капитальные затраты на него в таблице 10.

Таблица 10 - Капитальные затраты на основное оборудование

Наименования оборудования	Кол-во (шт.)	Стоимость единицы (в тыс. руб.)	Общая стоимость (в тыс. руб.)
Блочные трансформаторы ТЦ-630000/500 ТНЦ-630000/220	2 2	1579,945 1072,230	2159,89 2144,46
Автотрансформаторы связи АОДЦН 167/500/220	2	1349,426	2698,852
Ячейки ОРУ 500 кВ 220 кВ	5 9	2156,328 1743,379	10781,64 15690,411
Итого: С учетом Кпер=35			33475,253 1171633,855

Вывод: используя таблицу спецификации основного оборудования мы определили затраты на оборудование, которые составили 1171633,855 тысяч рублей. Это говорит о больших затратах на приобретение оборудования для станции.

Основные фонды - это часть производственных фондов, которые неоднократно участвуют в процессе производства, сохраняя при этом свою натуральную форму. А их стоимость на производственную продукцию частями по мере изнашиваемости.

Материальную базу предприятия образуют средства труда и предметы труда, которые объединяются в средства производства.

Средства труда у нас в стране принимают форму основных фондов, а на зарубежных предприятиях они выступают в форме основного капитала.

Основные фонды, выраженные в стоимостном измерении, представляют собой основные средства и под этим термином учитываются в системе бухгалтерской отчетности в Российской Федерации.

При анализе основных фондов прежде всего надо отметить, что они являются наиболее динамичным элементом производства и при правильном их использовании не только обеспечивают создание товаров, но и способствуют улучшению условий труда работников.

Сущность основных фондов можно охарактеризовать так:

а) вещественно воплощены в средствах труда;

б) свою стоимость по частям переносят на продукцию;

в) сохраняют натуральную форму длительное время;

г) возмещаются только после ряда производственных циклов. Основные фонды структурно подразделяются в зависимости от ряда

признаков. Так, в зависимости от назначения они делятся на основные производственные фонды и основные непроизводственные фонды. К основным производственным фондам относятся те из них, которые непосредственно участвуют в производственном процессе (машины, оборудование, станки и т.п.) или создают условия для производственного процесса (производственные здания, трубопроводы и т.д.).

Основные непроизводственные фонды -- это объекты предприятия бытового и культурного назначения, медицинские учреждения, столовые и т.п.

Кроме этого, основные фонды подразделяются по отраслям народного хозяйства. Так, имеются основные производственные фонды промышленности, сельского хозяйства, лесного хозяйства, строительства, транспорта, торговли и т.п.

Для учета и планирования воспроизводства основные фонды делятся на группы и виды в соответствии со сроком службы и назначением в производственном процессе.

Для производственных предприятий типичный состав основных фондов следующий: здания, сооружения, рабочие и силовые машины, оборудование и станки, измерительные и регулирующие приборы и устройства, вычислительная техника, транспортные средства, инструмент, производственный и хозяйственный инвентарь и т.п.

В приведенной классификации не все элементы основных фондов играют одинаковую роль. Один из них (машины и оборудование) принимают непосредственное участие в производственном процессе и поэтому их относят к активной части основных фондов. Другие (производственные здания и сооружения) обеспечивают нормальное функционирование производственного процесса и представляют пассивную часть основных фондов.

При анализе структуры основных фондов следует учитывать, что на структуру оказывают воздействие технико-экономические особенности отраслей. Так, в одних отраслях больше доля активной части основных фондов и меньше доля пассивной части, а в других -- наоборот. Например, в легкой промышленности в середине 90-х гг. доля активной части составляла 51%, а доля пассивной -- 40,7% (остальная часть-- это прочие основные фонды). В топливной промышленности -- наоборот: доля активной части -- 27%, а пассивной -- 50,8%.