Районная понизительная подстанция

ВВЕДЕНИЕ

Развитие сельскохозяйственного производства, создание аграрно- промышленных комплексов приводит к росту электрических нагрузок, что вызывает необходимость реконструкции и строительства новых электрических подстанций в сельской местности. В существующем электроснабжении сельского хозяйства имеются недостатки. Во многих случаях надёжность электроснабжения низкая.

Даже животноводческие комплексы, являющиеся потребителями первой категории по надёжности электроснабжения, не все обеспечены резервированием электроснабжения.

Одна из причин имеющихся недостатков существующего электроснабжения сельских потребителей - недостаточное оснащение действующих электрических подстанций современным оборудованием. Часть действующих подстанций имеет недостаточную пропускную способность, поскольку расчётные нагрузки при их проектировании принимались на перспективу 5-10 лет, а находятся они в эксплуатации гораздо большее количество лет.

Трансформаторные под станции (ТП) 35 кВ, применяемые для ЭС сельскохозяйственных районов, имеют один или два трансформатора напряжением 35/10 кВ, мощностью 630-6300 кВА. Место размещение подстанции выбирается вблизи центра электрических нагрузок. Подстанция (далее ПС) должна располагаться, как правило, на непригодных для сельскохозяйственного использования земель; на незаселенной или занятой кустарниками территории; по возможности вне зон интенсивных природных и промышленных загрязнений. Важным требованием при размещении ПС является обеспечение удобных заходов ВЛ. Рациональное проектирование ПС, в частности, рациональное и экономичное построение главных электрических схем, выбор оборудования и аппаратуры, а также оптимальная их расстановка представляет собой сложную и ответственную задачу.

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРОПОТРЕБИТЕЛЕЙ ПОДСТАНЦИИ

В данном проекте рассматривается электрическая подстанция, снабжающая электроснабжением южную часть Череповецкого района Вологодской области.

Рассматриваемая схема электроснабжения охватывает четыре совхоза: 'Строитель', 'Батранский ', 'Мяксинский ', 'Рабочий '. Сельское хозяйство района специализируется на мясомолочном животноводстве, льноводстве и зерноводстве, являющиеся основными товарными отраслями.

Наиболее крупными объектами сельскохозяйственного комплекса являются: свинокомплекс на 400 голов в п. Н. Домозерово.

Кроме сельскохозяйственных потребителей также питается поселок Н. Домозерово и находящиеся в нём промышленные объекты, такие как ПО 'Сельхозтехника', приемный пункт молока, котельная, очистные сооружения.

Под станция 35/10 кВ Домозерово присоединяется к энергосистеме путем захода существующей ВЛ 35кВ Новые Углы - Батран. Длина захода составляет 0,74 км. Трасса проектируемой ВЛ 35 кВ имеет начало на существующей ВЛ 35 кВ Батран - Новые Углы, которая разрезается и выполняется заход-выход на ПС 35 кВ Домозерово. Подстанция Домозерово является двухтрансформаторной. Установлены два силовых трансформатора ТМН-2500/35Уl. Система шин 10 кВ - одиночная, секционированная выключателем.

По линиям 10 кВ осуществляется питание потребителей в основном второй и третей категории (деревни Горка, Жары, С. Домозерово, Н. Домозерово, Матурино, Лапач, Починок). Исключение составляют некоторые животноводческие комплексы, указанные выше.

Генеральный план подстанции представлен на чертеже 1.

2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК НА ШИНАХ 10 кВ

силовой трансформатор короткий замыкание

2.1 Определение расчетной мощности подстанции

Данные для расчета по воздушным линиям ВЛ-l О кВ приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1 - Данные по воздушным линиям ВЛ-10 кВ

Определяем активную и реактивную мощность по следующим формулам:

(2.1)

(2.2)

(2.3)

Определим расчетную нагрузку по формулам (2.1) - (2.3).

Приведем пример расчёта для фидера ВЛ-l О кВ Лапач:

кВА;

кВт;

кВар.

Аналогично рассчитываются остальные фидера, результаты расчёта представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 Расчёт электрических нагрузок для фидеров ВЛ-l О кВ

Суммарная мощность равна:

кВА

Приведем перечень основных электроприемников собственных нужд для расчета полной мощности подстанции, данные сведем в таблицу 2.3

Талица 2.3 Основные электроприемники собственных нужд

9

Полная расчетная мощность подстанции с учетом нагрузки собственных нужд (Sсоб н ) и коэффициента роста нагрузок за пять лет (Кр) определяется по формуле (2.4):

(2.4)

2.2 Определение средней нагрузки подстанции за год и коэффициента заполнения графика

На рис 2.1 представлен типовой график полной мощности ПС

Рисунок 2.1 Типовой график полной мощности ПС: 1 зимний период; 2 летний период

Произведем перевод типового графика в график нагрузки по формуле (2.5).

(2.5)

Приведем пример перевода типового графика в график нагрузки для ступени 1 (зимний график):

МВА.

На рис 2.2 представлен суточный график полной мощности ПС

Рисунок 2.2 Суточный график полной мощности ПС: 1 зимний период; 2 летний период

На рис 2.3 представлен годовой график полной мощности ПС

Рисунок 2.2 Годовой график полной мощности ПС

Потребляемая электроэнергия за год определяется по формуле (2.6):

(2.6)

где - мощность i-ой ступени графика, кВт;

- продолжительность ступени, час.

W = 3931183+3852183+3734183+35051098+3129915+

+24481830+2319182++2241182+2024728+1874364+

+1633546+15281456+1336910=20620000 кВтч.

Средняя нагрузка под станции за год определяется по формуле (2.7):

(2.7)

кВт.

Продолжительность использования максимальной нагрузки определяется по формуле (2.8):

(2.8)

ч.

Время потерь определяется по формуле (2.9):

(2.9)

Коэффициент заполнения графика определяется по формуле:

3. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ТИПА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ

3.1 Выбор количества и мощности трансформаторов

Суммарная нагрузка внешних потребителей электроэнергии присоединенных к сборным шинам 10 кв составляет 2352 кВА. При определении расчётной мощности подстанции учитываются мощности трансформаторов собственных нужд, нагрузка которых составляет 56,04 кВА. По данным перспективы развития Череповецких электрических сетей через 5 лет нагрузка узла возрастет на 30%.

Таким образом, полная расчетная мощность подстанции с учетом нагрузки собственных нужд и коэффициента роста нагрузок за пять лет составляет 3130,45 кВА.

Покрытие этой нагрузки обеспечит один трансформатор 4000 кВА или два трансформатора 2500 кВА. Так как от подстанции питаются потребители всех категорий, и питание от системы имеется лишь со стороны ВН, то как правило, требуется установка не менее двух трансформаторов. В составе нагрузок узла имеется потребитель первой категории котельная обеспечивающая теплоэнергией поселок с пятиэтажными жилыми домами и производственно-ремонтными помещениями, в том числе свинокомплекса. Вариант с одним трансформатором не подходит. Принимаем два варианта трёхфазных двух обмоточных трансформаторов 35/10 кВ.

Для двух трансформаторной подстанции: .

Номинальная мощность трансформатора определяется по формуле (3.1)

(3.1)

кВА.

1 вариант 2хТМН - 2500/35/10;

2 вариант 2хТМН - 4000/35/10.

Проверяется коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы:

1 вариант

2 вариант

Проверяется коэффициент загрузки трансформаторов в аварийном режиме работы:

1 вариант

2 вариант

Технические данные трансформаторов представим в таблице 3.1 из [1].

Таблица 3.1 Технические данные трансформаторов

3.2 Технико-экономический расчёт силовых трансформаторов (по приведённым затратам)

Приведенные затраты определяем по формуле (3.2):

(3.2)

где КТ - стоимость трансформатора, руб;

lH - нормативный коэффициент, lH = 0,12;

lА - коэффициент на амортизационные отчисления, lA =0,063;

lTP - коэффициент на текущий ремонт трансформатора, lА =0,01;

Стоимость потерь в трансформаторе при его работе определяем по формуле (3.3):

(3.3)

где С0 - цена 1 кВт/ч, С0 =1,02 руб;

W - потери электроэнергии при работе трансформатора, определяются по формуле (3.4)

(3.4)

где NTP количество трансформаторов;

МXX - потери холостого хода трансформатора;

Тr - время за год в часах, Тr =8760 ч;

кз - коэффициент загрузки;

РКЗ - потери при коротком замыкании трансформатора;

- время наибольших потерь, =3685 ч.

Рассмотрев два варианта трансформаторов, приходим к выводу что оба трансформатора подходят по коэффициенту загрузки; сравнивая трансформаторы по приведенным затратам выбираем ТМН-2500/35, как более экономичный.

3.3 Расчет теплового режима трансформатора при аварийной перегрузке

Аварийная перегрузка трансформатора возникает при выходе из строя параллельно включенного трансформатора.

Допустимая аварийная перегрузка определяется по предельно допустимым температурам обмотки и масла трансформатора.

Определение температуры обмотки и масла выполним с помощью ЭВМ, результат вычислений представлен на рис 3.3.

Рисунок. 3.1 График температуры масла и обмотки трансформатор

Из графика видно, что значения температур находятся в допустимых пределах, и соответствую ГОСТу 14209-97 [2].

160° ? 115° условие выполняется;

115° ? 70° условие выполняется.

4. ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ

При выборе распределительных устройств необходимо учитывать несколько основных факторов:

- надёжность;

- возможность работы в аварийном режиме при отключении части РУ;

- ремонтопригодность;

- стоимость РУ.

В соответствии с задачами проектирования разработанная подстанция является проходной. Питание её может осуществляться с независимых друг от друга подстанций.

Выбор главной схемы подстанции определяется условиями места расположения подстанции. Задачами обеспечения электроэнергией потребителей разной категории, соображениями экономичности, существующей практикой проектирования подобных подстанций.

4.1 Схема РУ на стороне высшего напряжения

В соответствии с типовыми решениями, учитывая количество присоединений в проекте, рассмотрим два варианта схем распределительных устройств (РУ) [3]. Необходимо выбрать РУ, обеспечивающее высокую надёжность работы схемы.,

Одним из важных требований к схемам на стороне высшего напряжения является создание условий для ревизий и опробований выключателей без перерыва работы.

Рассмотрим схему РУ мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий, представленную на рис 4.1.

Рисунок. 4.1 Схема РУ мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий

Ремонтная перемычка разомкнута разъединителем QS9. Выключатель Q3 в мостике включен, что обеспечивает транзит мощности по линиям W1 и W2. При аварии в трансформаторе Т1 отключается выключатель со стороны 10 кВ и выключатели Q1 и Q3. После отключения разъединителя QS3 включаются Q 1 и Q3, и транзит мощности восстанавливается. Для ремонта Q1 включают ремонтную перемычку (разъединитель QS9), отключают Q1 и разъединители QS 1 и QS2. Если в этом режиме произойдёт авария в Т2, то отключаются Q2 и Q3 и оба трансформатора остаются без питания.

Рассмотрим схему РУ мостик с выключателями в цепях трансформатора и рабочей перемычкой со стороны трансформатора, представленную на рис 4.2.

Рисунок. 4.2 Схема РУ мостик с выключателями в цепях трансформатора и рабочей перемычкой со стороны трансформатора

В нормальном режиме ремонтная перемычка с разъединителями QS 7 и QS8 отключена одним разъединителем QS7. Выключатель Q3 в мостике включен. При повреждении трансформатора Т1 отключается выключатель со стороны 10 кВ, отключается выключатель Q1, отключается разъединитель QS 1. Транзит мощности H~ прерывается. Ремонтная перемычка используется при ревизии выключателя Q1, для этого включается QS7, отключаются Q1 и QS1. Питание Т1 получает через ремонтную перемычку

Выбираем более надежную схему - схему РУ мостик с выключателями в цепях трансформатора и рабочей перемычкой со стороны трансформатора, обеспечивающую транзит мощности через подстанцию.

Выбранная схема представляет собой:

35 кВ - «мостик» с выключателями в цепях трансформатора. На стороне 35 кВ также предусмотрено следующее оборудование:

- трансформаторы напряжения служащие для обеспечения работы системы релейной защиты и автоматики, а также подключения измерительных приборов.

- разрядники вентильные станционные устанавливаемые для ограничения атмосферных перенапряжений.

- заградитель, конденсатор с фильтром присоединения ФПМ для организации высокочастотной связи с диспетчерской службой сетей.

- трансформаторы тока приняты встроенные во вводы силового трансформатора служат для работы системы релейной защиты и автоматики, и измерительных приборов.

- разъединители и соответственно с 2 и 1 заземляющими ножами, служащие для видимого разрыва электрической цепи и обеспечивающие безопасность проведения ремонтных работ.

- выключатели масляные баковые необходимы для отключения и включения токов нагрузки и токов короткого замыкания.

4.2 Схема ру на стороне низшего напряжения

На подстанции на напряжении 10 кВ применяют схему РУ с одной системой шин, секционированной выключателями.

Трансформаторы Т1 и Т2 и линии присоединяются к сборным шинам с помощью выключателей и разъединителей. На каждую цепь необходим один выключатель, который служит для отключения и включения ее в нормальных и аварийных режимах. Достоинством такой схемы являются простота, наглядность, экономичность.

Выбранная схема представляет собой:

10 кВ одиночная, секционированная выключателем, система шин с семью отходящими линиями по которым передается электроэнергия сельскохозяйственным потребителям.

К каждой секции шин присоединены вводные ячейки трансформаторов. Кроме отходящих линий к секции шин 10 кв подключены:

- три резервных ячейки на случай увеличения нагрузок;

- две вводных ячейки (ввод трансформатора № 1, ввод трансформатора № 2);

- две ячейки трансформаторов напряжения с помощью которых производится измерение напряжения и контроль изоляции в системе 10 кВ;

- ячейка секционного выключателя и секционного разъединителя с помощью которых соединяются две секции шин.

Трансформаторы собственных нужд в количестве двух запитаны от силовых трансформаторов со стороны 10кВ до секции шин.

К вводам 10 кВ силовых трансформаторов присоединены ограничители перенапряжений, современные защитные устройства на окисно-цинковых варисторах, имеющих лучшие характеристики, чем вентильные разрядники.

Таким образом, выбранная схема подстанции 35/10 кВ проста, надежна и экономична. В нормальном режиме работают оба силовых трансформатора при включенном «мостике». Питание подстанции осуществляется по двум ВЛ-35 кВ. На стороне 10 кВ две секции шин работают раздельно.

5. ВЫБОР УСТРОЙСТВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОДСТАНЦИИ

5.1 Расчет электрических нагрузок собственных нужд

Для нормальной работы подстанции при любых погодных условиях, а также для питания цепи сигнализации и релейной защиты, для работы оперативного персонала на подстанции выполнена сеть собственных нужд (СН). Она включает в себя два трансформатора собственных нужд (ТСН) обогрев выключателей и шкафов аппаратуры, устройства для питания релейной аппаратуры и сигнализации, а также сеть обогрева и освещения общеподстанционного пункта управления (ОПУ), освещение территории подстанции и другие нужды

Исходными данными для определения расчетных нагрузок служит перечень электроприемников (см. таблицу 2.3) с указанием их номинальной мощности. На чертеже 3 представлены собственные нужды подстанции.

5.1.1 Расчет осветительных нагрузок

Питание осветительной нагрузки осуществляется от шин 0,4 кВ собственных нужд подстанции.

Для освещения помещений ОПУ применяются лампы типа ЛХБ, тип светильника ОДР. Последние выполняются с компенсацией реактивной мощности, поэтому cos = 0,93, коэффициент пускорегулирующей аппаратуры Кпра = 1,3. Высота подвеса светильников 3-4 метра.

Расчет производится методом удельных мощностей. По [4] выбираем разряд зрительных работ и нормативное значение освещенности, высота подвеса светильников 4м, тип светильников ОДР, тип лампы ЛХБ-40. Для данного типа светильников по нормативной освещенности находим удельную мощность Руд. Установленную мощность определяем по формуле:

(5.1)

где F - площадь помещения, м2 ;

Руд - удельная мощность, Вт/ м2.

Расчетная активная мощность определяется по формуле:

(5.2)

где кс - коэффициент спроса, кс = 0,85.

Расчетная реактивная мощность определяется:

(5.3)

Установленная мощность для аварийного освещения принимается не менее 5% от установленной мощности основного освещения.

Для примера приведём расчёт осветительной нагрузки помещения ОПУ ПС.

Из [4] выбираем разряд зрительных работ - VIII;

Нормативную освещённость Ен= 75 лк;

Удельную мощность Руд = 11,6 Вт/м2.

По формуле (5.1) находим установленную мощность

Вт.

Определяем расчётную активную мощность по формуле (5.2)

Вт.

Определяем мощность лампы Рл

Вт.

Выбираем 8 ламп типа ЛБ - 60.

Результаты расчётов сведены в табл. 5.1.

Таблица 5.1 Расчет осветительных нагрузок

Размещение освещения на подстанции представлено на чертеже 6.

5.1.2 Расчет силовых нагрузок

Для определения расчетных нагрузок воспользуемся методом упорядоченных диаграмм представленном в [5].

Расчетная нагрузка принимается равной средней активной нагрузке группы электроприемников Рр:

(5.4)

Средняя активная нагрузка групп электроприемников:

(5.5)

где ки - коэффициент использования активной мощности группы электроприемников;

Руст - установленная мощность группы электроприемников, кВт.

Средняя реактивная нагрузка:

(5.6)

где - соответствует сове данной группы приемников.

Полная расчетная мощность:

(5.7)

Расчетная реактивная нагрузка определяется в зависимости от числа эффективных приемников nэф:

при (5.8)

при (5.9)

Под эффективным числом приемников nэф понимают такое число одинаковых по мощности и по режиму работы приемников электрической мощности, которые потребляют такую же мощность как и реальное количество различных по мощности и по режиму работы электроприемников.

Эффективное число приемников определяться по формуле:

(5.10)

где Рн,mах - номинальная мощность наиболее мощного приемника группы.

По nэф и ки из [5] определяют кр - коэффициент расчетной нагрузки.

Средний коэффициент использования активной мощности группы электроприемников определяется по формуле:

(5.11)

Расчетный ток для групп приемников находится по формуле:

(5.12)

Расчет силовой нагрузки сводим в таблицу (5.2).

Таблица 5.2 Силовая нагрузка собственных нужд

5.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

Питание ТСН осуществляется от шин РУ 10 кВ, поэтому они располагаются в непосредственной близости от КРУН. На трансформаторных ПС 35-750 кВ устанавливаются два и боле ТСН, мощности которых выбирают в соответствии с нагрузками, с учетом допустимой перегрузки (кз) при выполнении ремонтных работ и отказа одного из трансформаторов. Для электроприемников с преобладанием II категории надежности коэффициент загрузки принимается в пределах 0,7-0,85.

При двух и более ТСН эксплуатация их может осуществляться двумя способами:

- один из двух трансформаторов питает всю нагрузку собственных нужд, а второй находится в автоматическом резерве;

- оба трансформатора работают совместно, питая каждый 50 .... 60% нагрузки СН, присоединяемый к раздельно работающим секциям сборных шин низшего напряжения. На межсекционном аппарате имеется схема автоматического резерва (АВР).

К установке принимаем второй вариант эксплуатации ТСН.

При выборе ТСН учитывают категорию надежности потребителей, перегрузочную способность трансформаторов, экономичную работу трансформаторов в зависимости от графика нагрузки.

Количество ТСН определяется по формуле:

(5.13)

Расчетная мощность нагрузки собственных нужд определяется по формуле:

(5.14)

,

где Sp - суммарная мощность;

SHOM.T - номинальная мощность трансформатора.

Рассмотрим возможность применения трансформаторов 63 и 100 кВА.

;

.

Коэффициента загрузки в нормальном режиме определяется по формуле:

(5.15)

Коэффициента загрузки в аварийном режиме определяется по формуле:

(5.15)

Оба варианта подходят по условию перегрузочной способности в аварийном режиме.

Технические данные трансформаторов представим в таблице 5.3

Таблица 5.3 Технические данные трансформатора

Проведём технико-экономическое сравнение вариантов.

Приведённые годовые затраты по эксплуатации трансформаторов находим по формуле:

(5.17)

где ЕД - норма дисконта (20%);

р - норма отчислений на реновацию(3,5%);

ТР - норма отчислений на текущий ремонт (3%);

КР - норма отчислений на капитальный ремонт (2,9%);

К - сумма капиталовложений на оборудование выбранного варианта;

в - стоимость 1 кВт/ч, руб. (1 кВт/ч = 1 руб);

W - потери электроэнергии, кВт . ч.

(5.18)

где - потери холостого хода трансформатора, кВт;

- годовое число часов работы тр-ра (=8670 ч);

- потери короткого замыкания тр-ра, кВт;

кз - коэффициент загрузки;

- время максимальных потерь.

(5.19)

(5.20)

где - годовое число часов использования максимума нагрузки трансформаторов max = 5000 ч).

По первому варианту приведённые значения затрат меньше, поэтому выбираем данный вариант, т.е. ТМ - 63 кВА.

5.3 Выбор сечений и жил кабелей 0,4 кв

Согласно [6] выбор сечений жил кабелей до 1000 В про изводится по следующим условиям:

1) (5.21)

где - напряжение провода или кабеля;

2) (5.22)

где Ip - расчетный ток группы потребителей;

- допустимый длительный ток кабеля;

- коэффициент среды;

- коэффициент учитывающий вид прокладки кабеля;

3) (5.23)

где - потери напряжения в кабельной линии;

- расчетный ток нагрузки;

- длина кабеля;

, - соответственно активное и реактивное сопротивление кабеля.

Расчет кабелей сводим в таблицу 5.4. Таблица 5.4 представлена в приложении 1.

5.4 Расчет токов короткого замыкания собственных нужд подстанции

В электроустановках переменного тока напряжением до 1 кв расчет токов КЗ выполняется с целью проверки коммутационной аппаратуры на динамическую стойкость, проверки чувствительности и селективности действия защит.

В расчетах учитываются все активные и индуктивные сопротивления короткозамкнутой цепи, включая активные сопротивления контактов и контактных соединений, а также сопротивления электрической дуги. Для облегчения расчета используют для распределительных устройств на трансформаторной подстанции величину 15 мОм.

Расчетная схема собственных нужд представлена на рис. 5.1.

Рис. 5.1 Расчетная схема собственных нужд

R d Р'

:1:.

8'О' VJ

~ ~ р:

I--1

~:1:P:

8... ~ CJ1 р:

:1:

~
~
I~;
l~pO

...

о

~
I~r-

I~r
~~
I~~
~

..* ,

~

I~~ '

8 ~---J~

~ :1: J

... '

се ф

-1
о
л;

~

..*

~-~Ge

-1
о
л;

'з

Представим схему замещения расчетной схемы на рис. 5.2.

Рисунок 5.2 Схема замещения расчетной схемы

Рассчитаем токи короткого замыкания.

Для примера произведем расчет точки кl и к2,остальные результаты сведем в таблицу.

Схема замещения участка сети представлена на рис 5.3.

Рисунок 5.3 Схема замещения участка цепи

Начальное. действующее значение периодической составляющей трёхфазного тока КЗ при питании электроустановки от энергосистемы через понижающий трансформатор и без учёта подпитки от электродвигателей определяем по формуле:

(5.24)

где - среднее номинальное напряжение сети, в которой рассматривается кз, В;

- соответственно, суммарное активное и суммарное реактивное сопротивления, цепи КЗ.

(5.25)

(5.26)

где - мощность потерь короткого замыкания в трансформаторе;

- номинальное напряжение обмотки низшего напряжения тр-ра кВ;

Uк - напряжение короткого замыкания в трансформаторе %;

- номинальная мощность трансформатора.

Активное и индуктивное сопротивление трансформатора:

мОм;

мОм.

Индуктивное сопротивление системы:

(5.27)

где - номинальный ток отключения выключателя, установленного на стороне ВН тр-ра, А:

мОм.

В связи с малым значением сопротивления системы в дальнейших расчётах не учитываем индуктивное сопротивление системы.

Общее сопротивление цепи до точки К.З.

(5.28)

(5.29)

где и - соответственно, активное и реактивное сопротивление кабеля W;

(5.30)

(5.31)

где и - соответственно, удельное активное и удельное реактивное сопротивление кабеля; l - длина кабеля, м.

Для примера рассчитаем сопротивления W1:

мОм;

мОм.

Общее сопротивление до точки КЗ:

мОм;

мОм.

Ток трехфазного КЗ без учёта сопротивления дуги находим по формуле (5.24)

кА.

Рассчитаем ток КЗ с учётом ограничивающегося действия дуги .

Сопротивление дуги определяется так:

(5.32)

где - падение напряжения на дуге, В;

- ток КЗ в месте повреждения.

(5.33)

где - напряжённость в столбе дуги, В/мм, (при Iпо=1000 А согласно [5] принимается равным 1,6 В/мм);

- длина дуги, мм.

В зависимости от расстояния между фазами про водников в месте КЗ определяется .

Принимаем = 60 мм, тогда по (4.33)

В;

мОм.

Ток с учётом сопротивления дуги:

(5.34)

кА.

Согласно [7] если меньше, чем 0,01 , то подпитку от двигателей не учитываем.

Ток двухфазного КЗ определяется так:

(5.35)

кА;

кА.

Ударный ток КЗ определяется по формуле

(5.36)

где - начальное значение периодической составляющей тока КЗ, кА;

- ударный коэффициент, зависящий в свою очередь от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.

(5.37)

где ТА - постоянная времени апериодической составляющей тока КЗ.

(5.38)

где и - соответственно результирующие индуктивное и активное сопротивление цепи КЗ.

Ударный ток КЗ определяем по формуле (5.35)

кА.

Однофазный ток КЗ рассчитываем согласно [7] . Ток однофазного КЗ в сетях напряжением до 1000 В, как правило, является минимальным. По величине этих токов проверяется чувствительность защитной аппаратуры.

Действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ определяется:

(5.39)

где - полное сопротивление трансформатора, мОм, с соединением обмоток , определяется:

(5.40)

где и индуктивные и активные сопротивления прямой, обратной и обратной последовательности трансформатора, мОм;

- полное сопротивление петли фаза-ноль от трансформатора до точки КЗ, мОм.

(5.41)

- полное удельное сопротивление петли фаза-ноль, мОм [7].

При применении кабелей с медными жилами табличное значение согласно [7] уменьшается в 1,7 раза.

Пример расчёта однофазного КЗ приведём для точки К1.

Из [5] для трансформатора 63 кВА со схемой соединения Y/Yo формула (5.39) имеет вид:

(5.42)

мОм.

Из [5] для кабеля АВВГ 4х150 - = 0,54 .

мОм.

Тогда однофазный ток КЗ по формуле (5.38)

кА.

Найдём однофазный ток КЗ с учётом сопротивления дуги .

Длина дуги определяется в зависимости от расстояния 'а' между фазами проводников в месте КЗ и определяется по выражению [7].

(5.43)

Для кабеля АВВГ 4 х l50 - а = 4 мм

мм;

В;

мОм.

Определяем сопротивление трансформатора с учётом

; (5.44)

мОм;

кА.

Далее приведём пример расчёта тока КЗ в точке К2.

Определим общие активное индуктивное сопротивление до точки КЗ К2.

(5.45)

где - активное сопротивление линии W3.

мОм;

мОм;

(5.46)

где - реактивное сопротивление линии W3.

;

мОм;

мОм.

Ток трехфазного КЗ без учёта сопротивления дуги находим по формуле (5.34)

кА.

Ток двухфазного КЗ находим по формуле (5.35)

кА.

Ток однофазного КЗ находим по формуле

(5.47)

где - полное сопротивление тр-ра;

- полное сопротивление петли фаза-ноль от тр-ра до точки КЗ.

;

мОм;

кА.

Для остальных точек, токи КЗ рассчитываем аналогично. Результаты вычислений сводим в таблицу 5.5.

Таблица 5.5 Расчет токов КЗ в сети 0,4 кв

5.5 Выбор и проверка защитной аппаратуры

Защиту кабельных линий выполняем автоматическими выключателями.

Автоматические выключатели согласно [4] выбираем по условиям:

(5.49)

(5.50)

(5.51)

где - ток срабатывания от перегрузки; коэффициент надежности отстройки;

(1,2 1,4) (5.52)

где - ток срабатывания от перегрузки;

Выбор времени срабатывания отсечки:

(5.53)

где - наибольшее время срабатывания отсечки предыдущей от источника питания защиты; - ступень селективности принимается для выключателей А3700, ВА55, ВА57 равной 0,1 0,15 с.

Проверка по условию стойкости при КЗ.

(5.54)

(5.55)

7. Проверка на чувствительность отсечки

(5.56)

где - коэффициент разброса срабатывания отсечки; - коэффициент чувствительности отсечки.

Для примера произведем расчет автоматического выключателя QF1 (Ввод 1 сш СИ - 0,4 кВ):

Марка выключателя А3714 Б:

А.

660 В > 380 В;

100 А > 83,44 А;

А;

;

;

ПКС = 75 кА > кА;

.

Выбирается автоматический выключатель QF3 секционного соединения шин 0,4 кв СИ.

А.

Выбирается выключатель А3714 Б:

1. 660 В > 380 В;

2. 50А > 41,67 А;

3. А;

4. А;

5. с;

6. ПКС = 75 кА > кА;

7. .

Защита остальных электроприёмников рассчитывается аналогично. Результаты расчётов сведены в таблицу 5.6.

Таблица 5.6 Параметры автоматических выключателей 0,4 кв

6. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

6.1 Общие положения

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение коротких замыканий в сети или элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для быстрого восстановления нормального электроснабжения необходимо правильно рассчитать токи кз и по ним выбрать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.

В трехфазной сети различают : трехфазные, двухфазные, однофазные и двойные короткие замыкания. Чаще всего происходит однофазные КЗ. В нашем случае сеть 35 и 10 кВ работает с изолированной нейтралью поэтому однофазные замыкания на землю и определяются ёмкостью сети присоединенной к шинам 35 или 10 кВ.

Трехфазное КЗ является расчетным для выбора или проверки параметров электрооборудования.

Для выбора или проверки установок релейной защиты и автоматики требуется определение несимметричных токов КЗ. Расчет токов КЗ с учетом всех элементов системы сложен, поэтому для решения большинства практических задач вводятся допущения, которые не дают существенных погрешностей:

- не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания входящих в расчетную схему;

- трехфазная сеть принимается симметричной;

- не учитываются токи нагрузки;

- не учитываются ёмкости, а следовательно и емкостные токи в воздушной и кабельных сетях;

- не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой сети.

6.2 Составление расчётной схемы электроустановки

Расчетная схема подстанции представлена на рис 6.1

Рисунок 6.1. Расчетная схема подстанции

Схема замещения подстанции представлена на рис 6.2

Рисунок 6.2. Схема замещения подстанции

6.3 Определение параметров схемы замещения

Базисная мощность принимается произвольно МВА.

Напряжение основной ступени (UOCH) принимается равным напряжению ступени НН (UBH):

Кв.

Определим базисные напряжения и токи ступеней напряжения:

(6.1)

(6.2)

где U6,i базисное напряжение i-ой ступени;

kT коэффициент трансформации, определяемый в направлении от основной ступени напряжения к той, которая подлежит приведению;

базисный ток i-ой ступени.

Определим параметров системы.

Для определения сопротивления системы воспользуемся значениями мощности трехфазного короткого замыкания в местах подключения подстанции:

(6.3)

ЭДС системы определим по формуле:

(6.4)

Определим параметры воздушных линий. Параметры линий находятся по формулам:

(6.5)

(6.6)

(6.7)

где ХУД, RУД удельное сопротивление линии, Ом/км;

L длина линии, км.

Параметры линии 35 кВ от ПС «БАТРАН»:

W1 ВЛ Батран - Домозерово выполнена из провода марки АС-95 длиной l = 20 км, провод АС-95 имеет удельное сопротивление ; Ом/км.

Параметры линии 35 кВ от ПС «НОВЫЕ УГЛЫ»:

W2 ВЛ Новые Углы - Домозерово выполнена из провода марки АС-95 длиной l2.1 = 26,1 км и марки АС-120 длиной l2.2 = 9,4 км, провод АС-120 имеет удельное сопротивление ; Ом/км.

Параметры линии 10 кВ:

W3 ВЛ Жары выполнена из провода марки АС-35 длиной l = 5 км, провод АС-35 имеет удельное сопротивление ; Ом/км

Параметры остальных воздушных линий 10 кВ рассчитываются аналогичным образом. Результаты расчёта представлены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 Параметры линий 10 кВ

Определим параметры двухобмоточных трансформаторов по формулам:

(6.8)

(6.9)

(6.10)

где напряжение короткого замыкания обмоток трансформатора, % ;

номинальное напряжение трансформатора, кВ;

базисное напряжение, к которому при водятся сопротивления обмоток высокого и низшего напряжения, кВ.

Т1 ,Т2 трансформатор двухобмоточный ТДН 2500/35/10

Тз ,Т4 трансформатор двухобмоточный ТДН 63/35/10

6.4 Расчет токов короткого замыкания

Расчет проводится для двух режимов: максимальный и минимальный. За минимальный режим принимается режим с нормально отключенным секционным выключателем. За максимальный режим принимается режим с включенным секционным выключателем.

Для расчета токов короткого замыкания схема замещения преобразуется к такому виду, чтобы между точкой КЗ и суммарной ЭДС было только одно сопротивление. Далее находится начальное значение периодической слагающей тока КЗ по формуле:

(6.11)

где Е суммарная ЭДС;

суммарное сопротивление до точки КЗ.

Значение тока короткого замыкания в именованных единицах:

(6.12)

где базисный ток той ступени напряжения, где происходит КЗ.

Далее находится значение ударного тока короткого замыкания для максимального режима по формуле:

(6.13)

Для минимального режима ударный ток не рассчитывается, т.к. выбор аппаратуры проверяется по ударному току в максимальном режиме. Для определения чувствительности релейной защиты находится ток двухфазного КЗ в минимальном режиме по формуле:

(6.14)

6.4.1 Расчет короткого замыкания в максимальном режиме

Схема замещения подстанции в максимальном режиме работы представлена на рис.6.3

Рисунок. 6.3 Схема замещения подстанции в максимальном режиме
работы и ее параметры

Расчет выполняется на ЭВМ при помощи программы УТК [8] , данные для расчета вводятся в относительных величинах, рассчитанных в пункте 6.3, результат расчета представлен в приложении А.

Расчет был произведен в относительных единицах, для перевода токов трехфазного замыкания и ударных токов в именованные единицы нужно полученные величины умножить на базисный ток соответствующей ступени по формуле:

(6.15)

Результаты пересчета сводятся в таблицы 6.2

Таблица 6.2 Пересчет токов короткого замыкания в точках

6.4.2 Расчет параметров схемы замещения и токов короткого замыкания в минимальном режиме

Относительные сопротивления отдельных одноименных сопротивлений расчетной схемы остаются такими же, так как они вычисляются при одной и той же базисной мощности 100 МВ·А. В расчете изменится только значение параметров сопротивления, так как мощность короткого замыкания на шинах высшего напряжения подстанции в минимальном режиме будет составлять: МВА.

Рисунок 6.5 Схема замещения подстанции в минимальном режиме работы и ее параметры

Расчет выполняется на ЭВМ при помощи программы УТК, данные для расчета вводятся в относительных величинах, рассчитанных в пунктах 6.3, результат расчета представлен в приложении В .

Расчет был произведен в относительных единицах, для перевода токов трехфазного замыкания и ударных токов в именованные единицы нужно полученные величины умножить на базисный ток соответствующей ступени по формуле (6.15), результаты пересчета сведены в таблицу 6.3 .

Таблица 6.3 Пересчет токов короткого замыкания в точках

6.5 Расчет токов замыканий на землю

Расчет токов замыканий на землю в сетях, работающих с изолированной нейтралью, производится с целью определения необходимости компенсации емкостных токов, путем установки заземляющих дугогасящих реакторов.

Компенсация емкостного тока замыкания на землю должна применяться при значениях этого тока в нормальных режимах [9]:

- в сетях напряжением 3-20 кВ, имеющих железобетонные и металлические опоры на воздушных линиях электропередачи, и во всех сетях напряжением 35 кВ - более 10 А;

- в сетях, не имеющих железобетонных и металлических опор на воздушных линиях электропередачи:

- более 20 А при напряжении 10 кВ;

При токах замыкания на землю более 50 А рекомендуется применение не менее двух заземляющих реакторов.

Ток однофазного замыкания на землю определяется по формуле:

(4.16)

где напряжение фазы сети, кВ;

угловая частота напряжения сети;

емкость 1 км фазы сети относительно земли, мкФ/км;

длина электрически связанной сети данного напряжения, км.

Но в соответствии с [9], с точностью для практических расчетов, в том числе, для решения вопроса о необходимости компенсации емкостного тока замыкания на землю, расчет производится по формуле:

(4.17)

где номинальное напряжение сети, кВ;

Определяется ток однофазного замыкания на землю для отходящих линий 10 кВ. В [6] говорится, что величина емкостного тока замыкания на землю рассматривается для нормального режима сети. линий 10 кВ 1 секции шин:

;

L = 15 км - длина электрически связанной сети 10 кВ I секции шин.

Для отходящих линий 10 кв II секции шин:

;

L = 26 км - длина электрически связанной сети 10 кВ II секции шин.

Токи замыкания на землю на стороне 10 кВ не превышают допустимых значений, и поэтому компенсация дугогасящими аппаратами не требуется.

7. ВЫБОР И ПРОВЕРКА КОММУТАЦИОННОЙ, ЗАЩИТНОЙ AПAPАТУРЫ И СБОРНЫХ ШИН

Применяемое в электроустановках электрооборудование должно соответствовать требованиям государственных стандартов или технических условий, утвержденных в установленном порядке.

Продолжительный (длительный) режим работы электротехнического устройства это режим, продолжающийся не менее, чем необходимо для достижения установившейся температуры его частей при неизменной температуре охлаждающей среды.

Продолжительный режим работы электротехнического устройства имеет место, когда энергосистема или электроустановка находится в одном из следующих режимов: нормальном, ремонтном, послеаварийном.

Нормальный режим это такой режим работы электротехнического устройства, при котором значения его параметров не выходят за пределы, допустимые при заданных условиях эксплуатации.

В нормальном режиме функционируют все элементы данной электроустановки, без вынужденных отключений и без перегрузок. Ток нагрузки в этом режиме может меняться в зависимости от графика нагрузки. Для выбора аппаратов и токоведущих частей следует принимать наибольший ток нормального режима IРАБ,МАХ.

Ремонтный режим это режим плановых профилактических и капитальных ремонтов.

В ремонтном режиме часть элементов электроустановки отключена, поэтому на оставшиеся в работе элементы ложится повышенная нагрузка. При выборе аппаратов и токоведущих частей необходимо учитывать это повышение нагрузки до IРЕМ,МАХ .

Послеаварийный режим это режим, в котором часть элементов электроустановки вышла из строя или выведена в ремонт вследствие аварийного (непланового) отключения. При этом режиме возможна перегрузка оставшихся в работе элементов электроустановки током IПАВ,МАХ .

Из двух последних режимов выбирают наиболее тяжелый, когда в рассматриваемом элементе электроустановки проходит наибольший ток IМАХ .

Таким образом, расчетными токами длительного режима являются:

IРАБ,МАХ наибольший ток нормального режима; IМАХ наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима.

7.1 Расчет токов длительных режимов

На шинах 35 кВ:

(7.1)

.

На шинах 10 кВ:

(7.2)

.

7.2 Выбор и проверка выключателей и разъединителей

Выключатели выбираются по номинальному значению тока IHОM и напряжения UHOM, роду установки и условиям работы, конструктивному исполнению и отключающим способностям.

Выбор выключателей производится [7]:

- по напряжению

(7.3)

- по длительному току

(7.4)

- по отключающей способности

(7.5)

где действующее значение периодической слагающей тока КЗ, кА;

номинальный ток отключения выключателя, кА.

Проверка выключателей по включающей способности:

(7.6)

(7.7)

где ударный ток КЗ в цепи выключателя, кА;

наибольший пик тока выключателя, кА;

номинальный ток включения, кА.

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току короткого замыкания:

(7.8)

(7.9)

где действительное значение предельного сквозного тока короткого замыкания;

наибольший пик (ток электродинамической стойкости) [5], кА.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу:

(7.10)

где предельный ток термической стойкости;

нормативное время протекания предельного тока ;

тепловой импульс тока КЗ по расчету, кА2·с.

(7.11)

где время действия тока КЗ, с;

(7.12)

где время действия основной релейной защиты, с;

полное время отключения выключателя, с.

7.2.1 Выбор и проверка выключателей и разъединителей на стороне 35 кВ

На стороне 35 кВ устанавливаем вакуумный выключатель серии ВБЭК-35.

Устанавливаем разъединители РГ-35/1000УХЛl с одним или двумя заземляющими ножами.

Выбор и проверку аппаратуры приводим в таблице 7.1

Таблица 7.1 Параметры аппаратуры 35 кВ

7.2.2 Выбор и проверка выключателей и разъединителей на стороне 10 кВ

В проекте предусмотрена установка вакуумных выключателей серии BB/TEL в ЗРУ-10.

Выбор и проверку аппаратуры при водим в таблице 7.2

Таблица 7.2 Параметры аппаратуры 10 кВ

Так как выбранные выключатели (на стороне ВН и НН) проверялись по максимально возможному рабочему току (току на вводе), то секционные и линейные выключатели можно принять такими же.

7.3 Выбор и проверка трансформаторов тока

Выбор трансформаторов осуществляется:

- по напряжению установки ;

- по току .

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки при водит к увеличению погрешностей,

- по конструкции и классу точности;

- по электродинамической стойкости: н;

- по термической стойкости: .

7.3.1 Выбор и проверка трансформаторов тока на стороне 35 кВ

На стороне 35 кВ для силового трансформатора и выключателей выбираем ТЛК-35. Номинальный первичный ток 150 А, вторичный 5 А.

Обоснование выбора трансформаторов тока на стороне 35 кВ приведем в таблице 7.3. Трансформаторы тока ТЛК производятся на Свердловском заводе трансформаторов тока г. Екатеринбург.

Таблица 7.3 Трансформаторы тока 35 кв

7.3.2 Выбор и проверка трансформаторов тока на стороне 10 кВ

На стороне 10 кВ для трансформатора собственных нужд и выключателей выбираем ТЛК-10, с различными коэффициентами трансформации. Обоснование выбора трансформаторов тока на стороне 10 кВ при ведем в таблице 7.4.

Таблица 7.4. Параметры трансформаторов тока на стороне 10 кВ

7.4 Выбор трансформаторов напряжения

Условие выбора трансформатора напряжения:

(7.13)

На стороне 35 кВ выбираются трансформаторы напряжения НАМИ-35, 2xHOM-35-66Уl на вводах питающих линий. На стороне 10 кВ устанавливаем трансформаторы типа НТАМИ-l0.

Выбор трансформаторов напряжения (ТН) представлен в таблице 7.5.

Таблица 7.5 Параметры трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения НТАМИ-10 У3 подключаются через предохранители:

- ПКТ-104-10-200-12,5У3: (кВ), (А), (кА).

7.5 Выбор ограничителей перенапряжения

Условие выбора ограничителей перенапряжения:

(7.14)

Параметры ОПН приведены в табл. 7.5.

Таблица 7.5 Ограничители перенапряжений

7.6 Выбор шин

На подстанции блочного типа применяется жесткая и гибкая ошиновка, рассчитанная заводом изготовителем.

Жесткая ошиновка изготовляется из труб алюминиевого сплава, отпайки и перемычки проводом марки АС.

ДЛЯ ошиновки KPY-35 кВ выбираем алюминиевые шины трубчатого сечения. Сечение шины q = 126 мм2, наружный диаметр D = 22 мм, внутренний диаметр d = 20 мм, допустимый ток IДОП = 425 А.

Проверяем шины по допустимому току:

А, А,

т.е. .

Принимаем длину пролёта м, тогда частота собственных колебаний:

Гц,

Гц.

т.е. требуется механический расчёт. Момент сопротивления шины.

Принимаем междуфазное расстояние а = 1 м, тогда напряжение в материале шины:

Мпа;

т.е. Мпа.

Таким образом, шины механически прочны.

Для соединения между собой и с контактными выводами высоковольтных аппаратов на шинах имеются специальные контактные пластины, а для отпаек и перемычек аппаратные зажимы.

Жесткие трубчатые шины имеют с одной стороны узел компенсации, конструкция которого позволяет перемещаться шине в пределах узла на ± 70 мм.

Сборные шины для КРУН 35 и 10 кВ выполним жесткими, алюминиевыми, прямоугольного сечения.

Выбор жестких шин производится по следующим условиям:

- по допустимому току (на нагрев) выбираются по формуле.

;

- на термическую стойкость выбираются по формуле

,

где S выбранное сечение шины;

,

где минимальное сечение по термической стойкости, мм ;

установившийся ток КЗ.

время прохождения тока кз.

С коэффициент, зависящий от материала шины.

Для алюминиевых шин принимается ;

- на электродинамическую стойкость (производится определение частоты собственных колебаний шин) для алюминиевых шин:

(7.17)

где частота собственных колебаний шин, Гц;

длина провода между изоляторами, м;

S сечение шины, см';

J момент инерции поперечного сечения шины, относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см4.

Для прямоугольных двухполосных шин

(7.18)

где b толщина шины, см;

h ширина шины, см;

Изменяя длину пролета и форму сечения шины, добиваются того, чтобы механический резонанс был исключен, Т.е. fo > 200 Гц. Если fo < 200 Гц, то производится специальный расчет шин с учетом дополнительных динамических усилий, возникающих при механических колебаниях шинной конструкции.

Применяем двухполосные алюминиевые шины прямоугольного сечения размером 60х8 мм2, Допустимый ток = 1680 А

Проверяются шины по допустимому току:

;

.

Проверяются шины на термическую стойкость:

мм2 ;

мм2 .

что меньше, чем выбранное сечение провода.

Проверяются шины на электродинамическую стойкость:

см4.

Принимается длина пролёта l = 1 м, тогда частота собственных колебаний:

Гц;

Гц.

Таким образом, шины механически прочны.

Гибкая ошиновка применяется для присоединения ячеек ввода 35 кВ и 10 кВ к силовому трансформатору.

Гибкие ошиновка проверяется:

- по электрической плотности тока

(7.19)

где q сечение провода, мм2;

ток нормального режима, А;

нормативная плотность тока, А/мм2.

Найденное сечение округляется до ближайшего стандартного и проверяется по нагреву.

Выбранное сечение проверяется на термическое действие тока.

.

На электродинамическую стойкость токопроводы проверяются при

кА и кА

при Тmах= 6076 часов принимаем = 1,0 А/мм2.

Выбор ошиновки 35 кВ.

= 52,62 А.

тогда

.

Ближайшее стандартное сечение - 70мм2. Выбираем провод марки АС-70, =265 А.

Проверяем выбранное сечение на термическую стойкость:

мм2.

Проверяем выбранное сечение по нагреву:

А, что меньше А.

Проверка на электродинамическую стойкость не требуется, т.к.

кА < 20 кА и кА < 50 кА.

Выбор ошиновки 10 кВ.

А

Тогда

.

Ближайшее стандартное сечение 185 м2. Выбираем провод марки АС- 185 =510 А.

Проверяем выбранное сечение на термическую стойкость:

мм2.

Проверяем выбранное сечение по нагреву:

, что меньше А.

Проверка на электродинамическую стойкость не требуется, т.к.

кА < 20 кА и кА < 50 кА.

8. КОНСТРУКТИВНОЕ ИСПОЛНEНИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕJIЬНЫХ УСТРОЙСТВ

В данном дипломном проекте рассматривается комплектная трансформаторная подстанция из блоков заводского изготовления (КТПБ), Преимущества такой подстанции:

- шкафы КРУ изготавливаются на заводе, что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения надежной работы электрооборудования;

- применения КРУ позволяет ускорить монтаж распределительного устройства, т.е. ускорить подачу электроэнергии потребителям;

- КРУ является наиболее безопасным конструктивным исполнением распределительных устройств, так как все части находящиеся под напряжением, закрыты металлическим кожухом;

- применение КРУ при водит к сокращению объема и сроков проектирования;

- при необходимости легко производится реконструкция и расширение электроустановки;

- шкафы КРУ защищают аппаратуру от загрязнения и атмосферных осадков, что увеличивает срок ее эксплуатации;

- применение КРУ уменьшает габариты подстанции;

- предназначена для приема, преобразования и распространения электрической энергии трехфазного переменного тока промышленной частоты 50 и 60 Гц. Выпускаются КТПБ Самарским заводом 'Электрощит'. Конструктивное исполнение КРУ 35 кв и КРУН 10 кВ представлено на чертеже 5.

В состав КТПБ входит:

- КРУ 35 кв серии К-65;

- КРУН 1 О кв серии К-59;

-ОПУ:

-блок приема ВЛ 35 кВ с разъединителем, осветительной установкой;

- кабельные лотки.

КРУ 35 кВ серии К-65 состоит из отдельных шкафов и элементов стыковки этих шкафов. Шкафы унифицированы и, независимо от схем главных и вспомогательных соединений, имеют аналогичную конструкцию основных узлов и одинаковые габаритные размеры.

Для кРу серии К-65 предусмотрен вариант изготовления и монтажа в утепленном блоке - модуле.

В состав кРу серии К -65 для данной подстанции входят:

- 2 ячейки трансформатора напряжения;

- 2 ячейки ввода;

-2 ячейки силового трансформатора;

- ячейка секционного выключателя;

- ячейка секционного разьеденителя.

В состав КРУН 10 кв серии К-59 дЛЯ данной под станции входят:

- 15 ячеек с выключателями;

- 2 ячейки трансформатора;

- ячейка секционного разьеденителя;

9. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

Релейная защита является комплексом согласованных автоматических устройств, обеспечивающих быстрое выявление и отделение от электрической сети повреждённых элементов с целью сохранения в работоспособном состоянии исправной части этой сети в аварийных ситуациях. Также назначением релейной защиты является выявление нарушений нормальных режимов работы оборудования и подача предупредительных сигналов обслуживающему персоналу, или отключение оборудования с выдержкой времени. К релейной защите предъявляются следующие основные требования: быстродействие, селективность, чувствительность и надёжность.

Релейная защита и автоматика ПС реализуется на базе микропроцессорных устройств РЗА серии 'Сириус', изготавливаемых Научно-производственной фирмой 'Радиус'.

'Сириус' является современным цифровым устройством защиты, управления и противоаварийной автоматики и представляет собой комбинированное многофункциональное устройство, объединяющее различные функции защиты, измерения, контроля, автоматики, местного и дистанционного управления.

'Сириус' обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:

- выполнение функций защит, автоматики и управления, определенных ПУЭ и ПТЭ;

сигнализацию срабатывания защит и автоматики, положения коммутационных аппаратов, неисправности самой защиты;

- задание внутренней конфигурации (ввод защит и автоматики, выбор защитных характеристик, количество ступеней защиты и т. д.) программным способом;

фиксацию, хранение и отображение аварийных электрических параметров защищаемого объекта до девяти последних аварийных событий с автоматическим обновлением информации;

- осциллографирование аварийных процессов;

- хранение и выдачу информации о количестве и времени пусков и срабатываний защит;

- учет количества отключений выключателя и циклов АПВ;

- пофазный учет токов при аварийных отключениях выключателя;

- контроль и индикацию положения выключателя, а также исправности его цепей управления;

непрерывный оперативный контроль работоспособности ( самодиагностику) в течение всего времени работы;

- получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачу команд управления, аварийной и предупредительной сигнализации;

- двусторонний обмен информацией с Автоматизированной Системой Управления (АСУ) и ПЭВМ по стандартным последовательным каналам связи;

- подключение к импульсным выходам счетчиков электроэнергии для передачи информации в АСУ;

Питание устройства может осуществляться от источника переменного (от 45 до 55 Гц), постоянного или выпрямленного тока напряжением 220 В.

9.1 Релейная защита линий 10 кВ

Электрические сети должны иметь защиту от токов короткого замыкания, обеспечивающую селективность и наименьшее время отключения. Защита должна обеспечивать отключение поврежденного участка при двух- и трехфазных КЗ на защищаемой линии с изолированной нейтралью.

На одиночных линиях 10 кВ с односторонним питанием от междуфазных замыканий, как правило, должна устанавливаться двухступенчатая токовая защита: первая ступень - токовая отсечка, вторая ступень - максимальная токовая защита (МТЗ) с независимой или зависимой характеристикой времени срабатывания [10].

Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью не является КЗ. Поэтому защиту выполняют действующей на сигнал и, только когда это необходимо по требованиям безопасности, действующей на отключение.

Для защиты отходящих линий 1 О кВ применяются микропроцессорные устройства релейной защиты серии 'Сириус-2Л', в которых реализуется алгоритм перечисленных выше защит.

Терминал 'Сириус-2Л' предназначен для работы в качестве защиты воздушных линий с изолированной или компенсированной нейтралью напряжением 10 - 35 кВ. Терминал устанавливается в ячейке КРУН и выдает сигналы на управление выключателем присоединения.

Устройство подключается к измерительным трансформаторам тока фаз А и С с номинальным вторичным током 5 А.

9.1.1 Токовая отсечка (т.о.)

Токовой отсечкой называется токовая защита максимального типа, селективное действие которой обеспечивается за счет ограничения зоны действия.

Ток срабатывания:

(9.1)

где коэффициент запаса, = 1,05;

максимальный ток КЗ в конце защищаемой линии.

Зоной гарантированного действия т.о. является участок линии в ее начале, при повреждении на котором минимальный ток КЗ будет больше, чем ток срабатывания отсечки. Считается, что т.о. достаточно эффективна, если зона действия не меньше 20% протяженности контролируемой линии.

Отсечка должна быть отстроена от бросков тока намагничивания всех трансформаторов, питающихся по защищаемой линии:

(9.2)

где сумма номинальных токов трансформаторов этой линии.

Время срабатывания т.о. определяется собственным временем срабатывания защиты (t3) и временем отключения выключателя (tBbIK):

. 9.3

Токовая отсечка с выдержкой времени.

Ток срабатывания:

(9.4)

где ток срабатывания отсечки предыдущей защиты.

Время срабатывания, :

(9.5)

где ступень селективности, которая принимается равной 0,5 + 1 с для защит с ограниченно-зависимой от тока КЗ характеристикой времени срабатывания и 0,3 0,6 с для защит с независимой характеристикой времени срабатывания;

время срабатывания т.о. предыдущей защиты.

9.1.2 Максимальная токовая защита

МТЗ токовая защита максимального типа, селективное действие которой обеспечивается за счет разных выдержек времени срабатывания.

Ток срабатывания защиты:

(9.6)

где коэффициент возврата, для 'Сириус 2Л' - = 0,95;

коэффициент самозапуска, учитывающий возможность увеличения тока в защищаемой линии вследствие самозапуска электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения КЗ. Так как среди потребителей отсутствуют мощные электродвигатели, то = 1,25;

максимальный ток в линии в нормальном режиме.

Время срабатывания защиты:

(9.7)

где время срабатывания защиты предыдущей ступени (время перегорания плавких вставок предохранителей в конце линий 10 кВ (0,5 с).

9.1.3 Оценка чувствительности

Для количественной оценки чувствительности используется коэффициент чувствительности. Коэффициент чувствительности это отношение минимально возможного тока КЗ в месте установки защиты при повреждении на границе зоны действия защиты к току срабатывания защиты.

Коэффициент чувствительности определяется по формуле:

(9.8)

где минимальный ток КЗ в конце защищаемой линии, см. табл. 4.4.

Чувствительность защиты считается достаточной, если для основной зоны действия МТЗ, а для резервируемого участка .

Ток срабатывания:

(9.9)

где коэффициент трансформации трансформатора тока;

коэффициент схемы, определяющийся способом соединения обмоток трансформатора тока. При соединении обмоток: Y/Y - kСХ = 1.

Приведем пример расчета уставок защиты линии 10 кВ (фидер «Домозерово-1»).

Ток срабатывания отсечки:

(А).

Время срабатывания токовой отсечки:

.

Ток срабатывания (уставка) токовой отсечки:

(А)

Рассчитываются уставки МТЗ.

Ток срабатывания МТЗ

(А).

Время срабатывания МТЗ:

(с).

Коэффициент чувствительности:

.

Ток срабатывания (уставка) МТЗ

(А).

Проверка ТТ на 10% погрешность.

(9.10)

где вторичная нагрузка трансформатора тока;

номинальная допустимая нагрузка ТТ в выбранном классе точности.

Предельная кратность определяется по результатам расчёта отсечки:

(9.11)

По кривым предельной кратности для ТЛК-I0 Ом.

Фактическое расчетное сопротивление нагрузки:

(9.12)

где сопротивление соединительных проводов, которое зависит от их длины и сечения;

сопротивление контактов, принимается равным 0,1 Ом ;

сопротивление приборов (устройства 'Сириус 2Л'):

(9.13)

где мощность, потребляемая 'Сириус 2Л';

вторичный номинальный ток устройства.

Сопротивление 'Сириус 2Л':

Ом.

Сопротивление соединительных проводов:

(9.14)

где удельное сопротивление материала провода;

длина соединительных проводов от ТТ до устройства 'Сириус 2Л', которое приблизительно равно 4 м ;

сечение соединительных проводов, минимальное сечение по условиям прочности для медных жил 2,5 мм2.

(Ом).

Результирующее сопротивление равно:

Ом

что меньше, чем ZН.ДОП = 0,5 Ом, следовательно, полная погрешность трансформатора тока менее 10%.

Аналогично рассчитываются установки защит остальных линий 10 кВ. Результаты расчета сведены в табл. 9.1.

Таблица 9.1 Результаты расчета уставок защит линий 10 кВ

Расчетные данные уставок вводятся в терминал 'Сириус' с встроенной клавиатуры или через ПЭВМ.

9.2 Защита трансформаторов собственных нужд

Для защиты трансформаторов 10/0,4 кв выбираем предохранители типа ПКТ из условия отстройки от максимального рабочего тока и от броска тока намагничивания при включении трансформатора на холостой ход.

Условия выбора:

- по номинальному напряжению сети:

(9.15)

- по максимальному рабочему току:

(9.16)

(9.17)

Расчёт защиты приведём на примере ТМ - 63/1 0/0,4 кВ.

Выбираем предохранитель типа ПКТ 101-10-16-31,5 У3:

- по номинальному напряжению сети (9.15):

10 кВ=10 кВ

- по максимальному рабочему току (9.16) и (9.17):

Предохранитель удовлетворяет всем условиям.

Релейную защиту выполняем на микропроцессорной защите 'Сириус' .

9.3 Защита силовых трансформаторов

В соответствии с [6], для силового трансформатора мощностью 2500 кВ·А должны выполняться следующие виды защит: газовая, которая используются в качестве основной защит, максимальная токовая защита (МТЗ), используемая в качестве резервной, и защита от перегрузки с действием на сигнал.

Для защиты силового трансформатора используем блок «Сириус Т». Устройство микропроцессорной защиты «Сириус Т» предназначено для выполнения функций основной защиты трансформатора с высшим напряжением 35-220 кВ. Устройство предназначено для установки на панелях и шкафах в релейных залах.

Функции защиты, выполняемые устройством:

- двухступенчатая МТЗ высшей стороны трансформатора с возможностью комбинированного пуска по напряжению от сторон низшего и среднего напряжения;

- двухступенчатая МТЗ низшей стороны трансформатора с возможностью комбинированного пуска по напряжению от стороны низшего напряжения;

- защита от перегрузки по каждой стороне напряжения с действием на сигнализацию.

9.3.l Максимальная токовая защита от внешних КЗ

Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального рабочего тока, протекающего через трансформатор.

Ток срабатывания защиты равен:

(9.20)

где коэффициент допустимой перегрузки трансформатора;

номинальный ток трансформатора.

А.

Выдержка времени срабатывания защиты должна быть минимальной и
согласованной с МТЗ отходящих присоединений (8.7):

с.

Ток срабатывания (уставка) МТЗ:

А.

9.3.2 Максимальная токовая защита трансформатора от перегрузки

Первичный ток срабатывания определяется по условию отстройки от номинального тока трансформатора на стороне, где установлена рассматриваемая защита, по выражению:

(9.21)

где КЗ коэффициент запаса, который принимается равным 1,05.

(А).

При установке зашиты на стороне, где предусмотрено регулирование напряжения, в приведенном выражении следует использовать , если он отличается от номинального.

Защита подключена к тем же ТТ, что и защита от внешних коротких замыканий.

Ток срабатывания (уставка) МТЗ:

(А).

Уставки по току перегрузки задаются отдельно для высшего и низшего напряжений.

Выдержка времени срабатывания защиты выбирается по условию согласования с последними, наиболее чувствительными ступенями защит от многофазных коротких замыканий предыдущих элементов, присоединенных к шинам среднего и низшего напряжения. Кроме того, МТЗ от перегрузки должна быть согласована по времени с МТЗ от внешних коротких замыканий трансформатора. В случае если в течение этого времени значение тока превышает заданную уставку, то загорается светодиод «Перегрузка». Светодиод работает в следящем режиме (гаснет при возврате токового органа).

9.3.3. Газовая защита

Газовая защита реагирует на повреждения внутри бака трансформатора, при которых происходит выделение газа или ускоренное протекание масла или смеси масла с газом из бака в расширитель, а также и по другим причинам (междуфазные КЗ, межвитковые замыкания в обмотках, замыкание обмотки на корпус, пожар в стали магнитопровода и др.). Основным элементом газовой защиты трансформатора является газовое реле, которое устанавливается в маслопроводе между расширителем и баком трансформатора. Для защиты трансформатора от внутренних повреждений используются реле типа РГ43-66 с чашеобразными элементами. Реле срабатывает тогда, когда скорость движения масла и газов достигает значения 0,6-1,2 м/с. При этом время срабатывания 0,05-0,5 с. Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

9.4 Логическая защита шин (ЛЗШ)

ЛЗШ действует при КЗ на шинах 10(35) кВ. Эта защита реализуется с помощью терминалов 'Сириус-В' и 'Сириус-С' и группой 'Сириус-2-Л'. Функция ЛЗШ реализует быстрое отключение вводного выключателя при возникновении повреждения на шинах методом 'от противного ', то есть КЗ на шинах фиксируется при наличии аварийного тока при отсутствии пуска защит, установленных на всех присоединениях. Суть ЛЗШ - отдельная независимая дополнительная ступень МТЗ со своими уставками по току и времени, которая блокируется при пуске любой из фидерных защит. В данных схемах принята последовательная схема ЛЗШ, обеспечивающая действенный контроль её целостности системой диагностики устройствами 'Сириус' .

9.5 Устройства автоматики под станции

9.5.1 Автоматическое включение резерва (АВР)

Устройства АВР применяются на секциях шин 35 и 10 кВ. Функция автоматического включения резерва выполняется совместными действиями «Сириус - С», устанавливаемой на секционный выключатель и двух «Сириус - В», устанавливаемых на вводные выключатели.

«Сириус - В» выполняет следующие функции:

контролирует напряжения U АВ, UBC на секции, напряжение до выключателя UBнp (схема нормального режима) и формирует команды управления выключателем ввода и секционным выключателем;

- выполняет АВР без выдержки времени при срабатывании защит трансформатора;

- контролирует параметры напряжения -на секции и формирует сигнал «Разрешение АВР» для «Сириус - В» соседней секции.

Пуск АВР на секционный выключатель будет блокирован при работе МТЗ, отключении по цепям УРОВ, внешнего отключения с запретом АВР. Это предохраняет подключение поврежденной секции ко второму вводу. «Сириус - С» выполняет команды «Включение», поступающие от «Сириус - В», без выдержки времени.

Исходной информацией для пуска и срабатывания АВР является уровень напряжений UAВ, UBC и UBнp, контролируемых «Сириус - В», положение силового выключателя ввода (<<Вкл.» / «Откл» ), а также при отсутствии входного сигнала «Блокировка АВР».

Пуск АВР происходит при срабатывании пускового органа по напряжению. После отработки выдержки времени ТАВР выдается команда на отключение выключателя ввода, а после выполнения этой команды выдается команда «Вкл. СВ» на «Сириус - С» длительностью 0,8 с. Затем, формируется выходной дискретный сигнал разрешения АВР для второго ввода.

Напряжение срабатывания защиты минимального действия:

(9.22)

кВ;

кВ.

9.5.2 Автоматическое повторное включение (АПВ) линий 35 и 10 кВ

Устройство «Сириус Т3» имеет функцию однократного или двукратного АПВ. Наличие АПВ, а также количество циклов задается уставкой. Также уставками определяется время выдержки первого и второго циклов. АПВ блокируется при отключении от газовой защиты, при пуске УРОВ. АПВ пускается по факту срабатывания:

- МТЗ;

- при самопроизвольном отключении силового выключателя.

Время срабатывания первого цикла АПВ определяется по следующим условиям, из которых выбирается большее значение:

(9.23)

где время готовности привода: (0,1 -;- 0,2)с;

= 0,1+0,5= 0,6 с.

(9.24)

где время готовности выключателя (tr.8. = 1 с);

время включения выключателя (t8.8. = 0,4 с).

. = 1 - 0,4 + 0,5 = 1,1 с.

(9.25)

где время деионизации среды в месте КЗ: (0,1 0,3) с.

= 0,3 + 0,5 = 0,8 с.

Из опыта эксплуатации линий с односторонним питанием для повышения эффективности АПВ рекомендуется брать = (2 3) с.

Выбирается = 2 с.

При такой выдержке времени до момента срабатывания АПВ в линии успевают в большинстве случаев самоустраниться причины, вызвавшие неустойчивое короткое замыкание, а также успевает произойти деионизация среды в месте короткого замыкания.

Схема подстанции с размещением типов защит представлена на чертеже 4.

10. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

10.1 Определение сметной стоимости подстанции 35/10 кВ

Представим оборудование выбранной схемы электроснабжения в таблице 10.1

Таблица 10.1 Оборудование подстанции

Приведем данные о источнике стоимости оборудования в таблице 10.2

Таблица 10.2 Источники стоимости оборудования

Сметно-финансовый отчет представим в таблице 10.3. Таблица 10.3 представлена в приложении 2.

Цены на оборудования в смете представлены 2006 года, сметная стоимость работ по ТЕРам 2001 года [16].

Произведем пересчет сметной стоимости монтажа и зарплаты, с учетом коэффициента инфляции на 2006 год.

1,973 коэффициент инфляции за 4 года, с 2002 по 2006;

Монтаж: 49629,5·1,973=97919 руб.;

Зарплата:

- основная: 63963,26·1,973=126199,5 руб.,

- по экспл. машин: 12843,23·1,973=25339,69 руб.

Сметой также учитывается:

1. Накладные расходы 75% от основной зарплаты:

=126199,5 ·0,75=94649,6 руб.;

2. Расходы на тару и упаковку: 2% от стоимости оборудования:

=26239319·0,02=524800 руб.;

3. Транспортные расходы: 5% от стоимости оборудования:

26239319,5· 0,05 = 1312000 руб.;

4. Наценка посредника: 5,5% от стоимости оборудования:

=26239319·0,055=1443000 руб.;

5. Заготовительно-складские расходы: 1,2% от стоимости оборудования: =26239319· 0,012=314900 руб.;

6. Плановые накопления 8% от всех затрат:

СПН =(26239319+97919+ 126199,5+25.339,69+94649,6+524800+

+ 1312000+ 1443000+314900)·0,08=2414000 руб.

Итого

= Собр +СМОНТ +СНАКЛ. +СТ,У +Стр +СНЛ +Сзс.р. +СПН (11.1)

=26239319+97919+94649,6+577265,03+ 1443162,57+

+1587478,83+346359,02+2414000 = 32600000 руб.

10.2 Расчет срока окупаемости капитальных вложений

Срок окупаемости с учетом инфляции путем дисконтирования прибыли
определяется по формуле

(11.2)

где прибыль подстанции;

ставка дисконта;

n количество лет возмещения первоначальных капитальных вложений.

Стоимость электроэнергии рассчитываем по одноставочному тарифу, так как самая большая мощность фидера 10 кВ составляет 425 кВт.

По двухставочному тарифу рассчитывается потребители с установочной мощностью 750 кВт и более.

Стоимость электроэнергии по одноставочному тарифу рассчитывается по формуле:

где = 1,02 руб/кВтч тариф за активную энергию для сельских потребителей, принятый РЭК с 1 января 2006 года;

=20620000 кВтЧ - количество активной электроэнергии, потребляемое за год.

=1,0220620000=21 030000 млн.руб.

Срок окупаемости равен:

руб.;

руб.;

руб.;

руб.

Срок окупаемости за два года и три месяца составляет:

16820000+13460000+897500+897500+897500=32972500 руб.

Через 2 года 3 месяца подстанция полностью окупается.

10.3 Расчет численности электромонтажной бригады

(11.4)

где трудоемкость работ в чел.час., =5630,67 (чел.час.);

заданный срок электромонтажных работ, =174,6;

q количество рабочих месяцев, q=2;

производительность труда, = 1,1;

КИ коэффициент использования рабочего времени, КИ=0,9.

чел.

Строительно-монтажные (СМР) работы ведутся в общем случае комплексными бригадами, что является оправданным, с учетом опыта строительства подстанций, при небольшом объеме СМР как на отдельных объектах так и на подстанции в целом, при этом выполняются несколько видов работ, что расширяет фронт работ для данной бригады, сокращает время на перебазировку рабочей силы с одного объекта на другой и упрощает управление строительным производством. Создаем две бригады по 6 человек.

10.4 Организация электромонтажных работ

Рассмотрим ленточный график организации электромонтажных работ, который представлен на чертеже 8. Он представляет собой указание о времени начала и конца той или иной работы. По длительности лент и их последовательности можно проследить занятость электромонтажных бригад. При построении графика учитывается производительность и число рабочих в бригаде.

Продолжительность работы определяется:

(11.5)

где трудоемкость работ;

ч число человек работающих на данном объекте;

коэффициент производительности = 1,1 ;

коэффициент использования рабочего времени =0,9;

n число рабочих часов в сутки, n=8ч.;

продолжительность работы при 8-часовом рабочем дне.

Приведем пример расчета трансформатора мощностью 2500 кВт

дней.

Продолжительность непрерывной работы определяется по формуле

(11.6)

где продолжительность непрерываемой работы (в круглосуточном рабочем дне).

Приведем пример расчета продолжительности сушки трансформатора мощностью 2500 кВт

дней.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном проекте рассматривалась подстанция напряжением 35/10 кВ.

Оценены существующие потребители и найдены их расчётные мощности. При выборе трансформаторов подстанции и схемы электроснабжения основное внимание уделялось надёжному и бесперебойному электроснабжению потребителей. Учитывая напряжение системы, а также удалённость и мощность потребителей, и все перечисленные факторы, на подстанции принимаем к установке трансформаторов 2х ТМН-2500/35/10.

Подстанция является комплектной блочного типа. Распределительные устройства 35 и 10 кВ выполнены в КРУН.

Рассчитаны токи трёхфазного короткого замыкания на шинах 35, 10 кВ и на шинах собственных нужд подстанции.

По нагрузкам собственных нужд подстанции, выбраны трансформаторы собственных нужд марки ТМ-63/10/0,4, а также рассчитаны сечения жил кабелей питающих приёмники собственных нужд.

Был проведён выбор токоведущих частей и коммутационно-защитной аппаратуры. Разработана система релейной защиты и автоматика для силового трансформатора.

Изложен материал по безопасности жизнедеятельности проекта и экологии. Произведён расчёт защитного заземления и молниезащиты подстанции.

Определена сметная стоимость выбранной схемы электроснабжения 32600000 рублей.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.: ил.

2. ГОСТ 14209-97 Руководство по нагрузке масляных трансформаторов. Введён с 1.01.2002.- Минск: межгосударственный совет по стандартизации и сертификации, 1997.- 85с

3. Строительные нормы и правила РФ. Естественное и искусственное освещение: СНИП 23-05-95, 2002. - 35с.

4. Определение расчётных электрических нагрузок: Методические указания и контрольные задания для студентов дневной и заочной форм обучения. - Вологда: ВоГТУ, 2004.6.

5. Электротехнический справочник. В 3 т. Т. 3. В 2 кн. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии. / Под общ. ред. Профессоров МЭИ: И.Н. Орлова (гл. ред.) и др. -7-е изд., испр. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 616 с.: ил.

6. Старкова Л.Е., Орлов В.В. Проектирование цехового электроснабжения: Учеб. Пособие. - 3-е изд. испр. и доп. - Вологда.: ВоГТУ, 1999. - 131 с.

7. Правила устройства электроустановок. - 7 -е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 2003. - 608 с.

8. Мухин А.И. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: учебное пособие / А.И. Мухин. - Вологда: ВоГТУ, 2000 .- 180 с.: ил.

9. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок (с изм. и доп.). - М.: Изд-во Ш] ЭНАС, 2003. 192 с.

10. Князевский Б.А. Охрана труда в электроустановках: Учебник для вузов/ Б.А. Князевский, т.п. Марусова, И.А. Чекалин, Н.В. Шипунов. Под ред. Б.А. Князевского. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 336 с.: ил.

11. Федоров А.А. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий/ А.А. Федоров, Л.Е. Старкова: Учеб. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 368 с.

12. Седельников Ф.И. Безопасность жизнедеятельности (охрана труда): Учебное пособие.! Ф.И. Седельников. - Вологда: ВоГТУ, 2001. - 388 с.: ил.

13. Федеральные единичные расценки на монтаж оборудования: ФЕРм-2001-08. Электротехнические установки. - Введён 10.08.2001.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Таблица Расчет кабелей

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Таблица Сметно-финансовый расчет