Главная       Продать работу       Блог       Контакты       Оплата       О нас       Как мы работаем       Регистрация       Вход в кабинет
Тех. дипломные работы
   автомобили
   спец. техника
   станки
   тех. маш.
   строительство
   электроснабжение
   пищевая промышленность
   водоснабжение
   газоснабжение
   автоматизация
   теплоснабжение
   холодильники
   машиностроение
   др. тех. специальности

Тех. курсовые работы
   автомобили
   спец. техника
   станки
   тех. маш.
   строительство
   детали машин
   электроснабжение
   газоснабжение
   водоснабжение
   пищевая промышленность
   автоматизация
   теплоснабжение
   ТММ
   ВСТИ
   гидравлика и пневматика
   машиностроение
   др. тех. специальности

Тех. дополнения
   Отчеты
   Расчетно-графические работы
   Лекции
   Задачи
   Лабораторные работы
   Литература
   Контрольные работы
   Чертежи и 3D моделирование
   Тех. soft
   Рефераты
   Общий раздел
   Технологический раздел
   Конструкторский раздел
   Эксплуатационный раздел
   БЖД раздел
   Экономический раздел
   Экологический раздел
   Автоматизация раздел
   Расчетные работы

Гум. дипломные работы
   педагогика и психология
   астрономия и космонавтика
   банковское, биржевое дело
   БЖД и экология
   биология и естествознание
   бухгалтерский счет и аудит
   военное дело
   география
   геология
   государство и право
   журналистика и СМИ
   иностранные языки
   история
   коммуникации
   краеведение
   кулинария
   культура и искусство
   литература
   экономика и торговля
   математика
   медицина
   международное отношение
   менеджмент
   политология
   музыка
   религия
   социология
   спорт и туризм
   таможенная система
   физика
   химия
   философия
   финансы
   этика и эстетика
   правознавство

Гум. курсовые работы
   педагогика и психология
   астрономия и космонавтика
   банковское, биржевое дело
   БЖД и экология
   биология и естествознание
   бухгалтерский счет и аудит
   военное дело
   география
   геология
   государство и право
   журналистика и СМИ
   иностранные языки
   история
   коммуникации
   краеведение
   кулинария
   культура и искусство
   литература
   экономика и торговля
   математика
   медицина
   международное отношение
   менеджмент
   политология
   музыка
   религия
   социология
   спорт и туризм
   таможенная система
   физика
   химия
   философия
   финансы
   этика и эстетика
   правознавство

Гум. дополнения
   Отчеты
   Расчетные работы
   Лекции
   Задачи
   Лабораторные работы
   Литература
   Контрольные работы
   Сочинения
   Гум. soft
   Рефераты

Рефераты
   Авиация и космонавтика
   Административное право
   Арбитражный процесс
   Архитектура
   Астрология
   Астрономия
   Банковское дело
   Безопасность жизнедеятельнос
   Биографии
   Биология
   Биология и химия
   Биржевое дело
   Ботаника и сельское хоз-во
   Бухгалтерский учет и аудит
   Валютные отношения
   Ветеринария
   Военная кафедра
   ГДЗ
   География
   Геодезия
   Геология
   Геополитика
   Государство и право
   Гражданское право и процесс
   Делопроизводство
   Деньги и кредит
   ЕГЭ
   Естествознание
   Журналистика
   ЗНО
   Зоология
   Издательское дело и полиграф
   Инвестиции
   Иностранный язык
   Информатика
   Информатика, программировани
   Исторические личности
   История
   История техники
   Кибернетика
   Коммуникации и связь
   Компьютерные науки
   Косметология
   Краеведение и этнография
   Краткое содержание произведе
   Криминалистика
   Криминология
   Криптология
   Кулинария
   Культура и искусство
   Культурология
   Литература : зарубежная
   Литература и русский язык
   Логика
   Логистика
   Маркетинг
   Математика
   Медицина, здоровье
   Медицинские науки
   Международное публичное прав
   Международное частное право
   Международные отношения
   Менеджмент
   Металлургия
   Москвоведение
   Музыка
   Муниципальное право
   Налоги, налогообложение
   Наука и техника
   Начертательная геометрия
   Оккультизм и уфология
   Остальные рефераты
   Педагогика
   Политология
   Право
   Право, юриспруденция
   Предпринимательство
   Прикладные науки
   Промышленность, производство
   Психология
   психология, педагогика
   Радиоэлектроника
   Реклама
   Религия и мифология
   Риторика
   Сексология
   Социология
   Статистика
   Страхование
   Строительные науки
   Строительство
   Схемотехника
   Таможенная система
   Теория государства и права
   Теория организации
   Теплотехника
   Технология
   Товароведение
   Транспорт
   Трудовое право
   Туризм
   Уголовное право и процесс
   Управление
   Управленческие науки
   Физика
   Физкультура и спорт
   Философия
   Финансовые науки
   Финансы
   Фотография
   Химия
   Хозяйственное право
   Цифровые устройства
   Экологическое право
   Экология
   Экономика
   Экономико-математическое мод
   Экономическая география
   Экономическая теория
   Этика
   Юриспруденция
   Языковедение
   Языкознание, филология

Главная > Тех. дипломные работы > электроснабжение
Название:
Выбор наилучшей в технико-экономическом смысле схемы развития районной электрической сети при соблю-дении заданных требований к надежности схемы электроснабжения и к качеству электроэнергии отпускаемой потребителям, непосредственное проектирование подстанции

Тип: Дипломные работы
Категория: Тех. дипломные работы
Подкатегория: электроснабжение

Цена:
1 грн



Подробное описание:

Содержание.
Введение………………………………...…………………………………………3
1.Общая характеристика подстанции (ПС) и потребителей………..………….4
2. Расчёт электрических нагрузок ПС………………………………………...…6
3.Построение суточного и годового графиков нагрузок, определение часов использования максимальной нагрузки ……………………………........7
4. Выбор трансформаторов, определение коэффициента загрузки транс-форматоров при совместной работе и коэффициента аварийной перегрузки.9
5.Расчёт токов короткого замыкания………………………………………...... 10
5.1 Общие сведения о коротких замыканиях…………………………………..10
5.2 Расчёт тока КЗ в точках К1, К2, К3………………………………………...11
5.3 Определение приведенного времени КЗ ( ) ,необходимое для проверки электрооборудования на термическую устойчивость в точках К1,К2,К3…...13
6.Выбор конструктивного исполнения подстанции и оборудования………...15
7. Расчет токов и электрооборудования ПС…………………………………...16
8. Выбор трансформаторов собственных нужд………………………………..20
9 Расчет заземляющих устройств и молниезащиты подстанции……………..22
10. Релейная защита……………………………………………………………..25
10.1 Расчет продольной дифференциальной защиты…………………………25
10.2 Расчет МТЗ с блокировкой по напряжению……….……………………27
10.3 Расчет защиты от перегрузки………………………………….…………..30
10.4 Расчет блокировки РПН…………………………………………………...31
10.5 Расчет защиты от перегрева…………………………………………...…..32
10.6 Газовая защита…………………….……………………………………….32
10.7 Газовая защита РПН………………………………………………………..33
10.8 Устройство автоматического включения резерва………………………..33
10.9 Автоматическое повторное включение………………………………..….34
10.10 Автоматическая частотная разгрузка……………………………………35
11. Установка постоянного тока на проектируемой ПС 110\35\10…………..36
11.1. Общая характеристика аккумуляторной батареи………………………..37
11.2 Расчет параметров аккумуляторной батареи……………………………..37
11.3 Распределение постоянного тока………………………………………….41
11.4 Расчёт электрического освещения для помещения АБ………………….43
11.5 Вентиляционная установка для помещения АБ………………………….46
12.Экономическая часть проекта узловой подстанции………………………48
13.Электробезопасность и охрана труда при обслуживании электроустановок подстанции, защита окружающей среды……………….……………………...55
Заключение……………………………………………………………………….59
Список использованной литературы…………………………………………...60

 



Введение.
В настоящее время невозможно представить современную жизнь без элек-троэнергетики. Практически все сферы жизни общества связаны с потреблением электрической энергии, роль которой настолько высока, что надежное электро-снабжение и производство эл. энергии является одной из стратегических государ-ственных задач.
Еще в 1980-х годах в электроэнергетике России стали проявляться при-знаки стагнации: производственные мощности обновлялись заметно медленнее, чем росло потребление электроэнергии.
В 1990-е годы, в период общеэкономического кризиса в России, объем по-требления электроэнергии существенно уменьшился, в то же время процесс об-новления мощностей практически остановился. В период экономического спада 90-х годов кратное снижение вводов мощности электростанций (в 3 раза) и элек-трических сетей (почти в 5 раз) привело к ускоренному росту степени износа основных фондов, величина которого в среднем по отрасли в 2004 году достигала 57,3%.
Все это вызвало необходимость преобразований в электроэнергетике, ко-торые создали бы стимулы для повышения эффективности энергокомпаний и позволили существенно увеличить объем инвестиций в отрасли. Основная цель реформирования электроэнергетики России – повышение эффективности пред-приятий отрасли, создание условий для ее развития на основе стимулирования инвестиций, обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потреби-телей.
Формируемые в ходе реформы компании представляют собой предприятия, специализированные на определенных видах деятельности (генерация, передача электроэнергии и другие) и контролирующие соответствующие профильные активы. По масштабу профильной деятельности создаваемые компании пре-восходят прежние монополии регионального уровня: новые компании объединяют профильные предприятия нескольких регионов, либо являются общероссийскими. Так, магистральные сети переходят под контроль Федеральной сетевой компании, распределительные сети предполагается интегрировать в межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), функции и активы региональных диспетчерских управлений передаются общероссийскому Системному оператору.
Целью настоящей работы является выбор наилучшей в технико-экономическом смысле схемы развития районной электрической сети при соблю-дении заданных требований к надежности схемы электроснабжения и к качеству электроэнергии отпускаемой потребителям, непосредственное проектирование подстанции. Важным моментом является актуальный на настоящий момент вре-мени выбор оборудования с точки зрения надежности и безопасности.

 

1.Общая характеристика подстанции (ПС) и потребителей
1.1 Характеристика ПС.
Трансформаторная подстанция представляют собой электроустановку, предназначенную для преобразования напряжения сетей в целях экономического распределения энергии в ближайшем районе, а также для обеспечения транзита электроэнергии. Она состоят из следующих основных частей: распределительного устройства (РУ) высшего напряжения (110кВ), двух трансформаторов, РУ пониженного напряжения (двух классов-35 кВ и 10 кВ), вспомогательного обору-дования (схема собственных нужд ПС и др.)
Главная схема ПС разработана с учётом развития энергосистемы в целом и электрических сетей района в частности. Учтены следующие основные требования:
-надёжное электроснабжение присоединённых к ПС потребителей в нор-мальном и послеаварийном режимах в соответствии с их категориями;
-надёжный транзит мощности через РУ высшего напряжения ПС по маги-стральным линиям;
-экономически целесообразное значение токов короткого замыкания (КЗ) на сторонах среднего и низшего напряжения;
-возможность расширения ПС;
-соответствие требованиям релейной защиты (селективность, быстродей-ствие, резервирование)
1.2. Характеристика потребителей
Электрическая нагрузка подстанции представлена потребителями I,II и III категорий.
От узловой ПС отходит 4 линии 35кВ для питания тупиковых ПС 35\10 кВ, снабжающих электроэнергией лесопромышленные, животноводческие комплексы, птицефабрику, нефтеперекачивающую станцию, газовые котельные, объекты бытовых потребителей.
Со стороны низшего напряжения отходит 11 фидеров 10 кВ, питающие понизительные трансформаторные подстанции (ТП) 10\0.4 кВ, снабжающие электроэнергией насосные станции, школы, больницу, телефонный узел, адми-нистрацию района, милицию, маслозавод, рыбозавод, АЗС, газовый участок, дорожно-строительное управление, магазины, Сбербанк, котельные, асфальтобе-тонный завод, быт и др.
Собственные нужды ПС представляет собой оборудование и устройства для создания и распределения схемы собственных нужд (трансформаторы на-пряжения 10\0,4 кВ, щит собственных нужд (СН)), организации постоянного оперативного тока (аккумуляторная батарея с подзарядными устройствами), организация цепей управления, защит, обогревов, освещения, связи.


1.3 Исходные данные
Исходные данные для проектирования представлены в таблице 1.3.1 .
Таблица 1.3.1-Исходные данные.

Система
Напряжение 110 кВ
Характеристика питающего пункта 2Х цепная ЛЭП
Длина питающей воздушной ЛЭП 90 км
Потребители на среднем напряжении (воздушные ЛЭП)

Напряжение 35 кВ
Число и мощность потребителей
2×9,2 + 2×7,8 МВт
Суммарная максимальная мощность
34 МВт
cosφ в режиме максимума активной нагрузки 0,92
Потребители на низком напряжении (кабельные ЛЭП)

Напряжение 10 кВ
Число и мощность потребителей n× Sвл,кВА Таблица 1.3.2
Суммарная максимальная мощность
36,8 МВт
cosφ в режиме максимума активной нагрузки 0,92

В качестве суточного графика нагрузок принять упрощенный график (ри-сунок 3.1.1 на стр.7) и считать его неизменным в течение года.

Таблица 1.3.2 Потребители на низком напряжении (10кВ)
№ фидера 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Всего

2,99 2,87 4,83 4,23 4,83 2,54 3,54 1,65 3,86 2,25 3,22 36,8

 

 

2. Расчёт электрических нагрузок ПС
Все приведенные формулы и методика расчетов в данном разделе выбраны из [1], с.390-402.
2.1 Полные мощности подстанции по ступеням напряжения

Полная мощность на стороне среднего напряжения:

Полная мощность на стороне низкого напряжения:

2.2 Реактивные мощности ПС по ступеням напряжения

Реактивная мощность на стороне среднего напряжения:

Реактивная мощность на стороне низкого напряжения:


2.3 Полные мощности ПС

Активная мощность:

Реактивная мощность:

Полная мощность:

3.Построение суточного и годового графиков нагрузок, определение часов использования максимальной нагрузки Тмах
3.1 Построение суточного графика
По расчетным графикам нагрузок определим годовую энергию потреб-ления. По условиям задания в качестве суточного принимается упрощенный график нагрузок и считается неизменным в течение года.

100% по графику соответствует
Кн , % - коэффициент нагрузки, показывающий, какая часть от мак-симальной нагрузки на подстанции используется в то или иное время (всего 5 ступеней нагрузки- 30,60,70,80 и 100 %).
3.2 Построение годового графика
Продолжительность работы с определённой нагрузкой в год рассчитыва-ется по формулам из [1], с. 35-43
Полная мощность нагрузки ступени:
Полезная мощность нагрузки ступени:
Продолжительность ступени:
Отпущенная энергия ступени:
Расчет для первой ступени графика:


Дальнейшие расчёты оформим в таблицу 3.2.1
Таблица 3.2.1-Расчетные данные для построения годового графика.
часы ,
% МВа

МВт , час МВт*ч

0--6 30 23 21,24 2190 46515,6
6--11 80 61,2 56,64 1825 103368
11--14 70 53,6 49,56 1095 54268,2
14--18 100 76,5 70,8 1460 103368
18--22 60 45,9 42,48 1460 62020,8
22--24 30 23 21,24 730 15505,2
Всего 8760 385045,8
Таким образом, за год отпущено электроэнергии
Используя данные таблицы 3.2.1, построим годовой график (рис.3.2.2)

Рисунок 3.2.2 – Годовой график нагрузок подстанции.
3.3 Расчёт
На основании расчетов для годового графика определим число часов ис-пользования максимальной нагрузки
[1], с.43

Величина показывает ,сколько часов за рассматриваемый период вре-мени (год) электроустановки потребителей должны были бы работать с неизмен-ной максимальной нагрузкой, чтобы потребить действительное количество элек-троэнергии за этот период времени.

 

4. Выбор трансформаторов, определение коэффициента загрузки трансформаторов при совместной работе и коэффициента аварийной перегрузки.
Так как категория потребителей I-II, II-III, то число трансформаторов на районной понизительной подстанции принимаем равным двум. В зависимости от напряжения и мощности подключаемых потребителей выбираем трехобмоточные трансформаторы (на три напряжения 110/35/10).
Выбор номинальной мощности трансформатора производим с учетом его перегрузочной способности:
[3], c.57

где номинальная мощность трансформатора; расчетная мощность трансформатора.
[3],c.57
Допускаемый коэффициент [3,c.57].Такая перегрузка допустима не более 5 суток при условии, что длительность максимума нагрузки не более 6 часов в сутки.

По таблице 3.6 из [4],с.152 выбираем трансформатор ТДТН-63000/ 110-трансформатор 3-х фазный; система охлаждения: дутье; 3-х обмоточный с нали-чием устройства РПН. Технические данные трансформатора приведены в таблице 4.1
Таблица 4.1 - Технические параметры трансформаторов.
Тип Sном.т U (кВ) ,
КВт ΔPхх,
кВт
Iхх
%
ВВ-СН СН-НН ВН-НН
МВА ВН СН НН В-Н макс. ср. мин. макс. ср. мин. макс. ср мин
ТДТН-63000/ 110 63 115 38,5 11 290 53 10,9 10,5 10,1 - 7 - 17,6 18 19,8 0,55
4.1 Определение коэффициента загрузки трансформаторов при совместной работе и коэффициента аварийной перегрузки.
Коэффициент загрузки: [3],c.57
Коэффициент перегрузки: [3],c.57

Выбранный трансформатор удовлетворяет условию:

5.Расчёт токов короткого замыкания.
Методика расчета и формулы, используемые в данном разделе, содержится в [2], с.224-239
5.1 Общие сведения о коротких замыканиях.
Коротким замыканием (КЗ) называется непосредственное соединение между лю6ыми точками разных фаз, фазы и нулевого провода и нулевого провода или фазы с землей, не предусмотренное нормальными условиями ра6оты уста-новки. Наи6олее часто встречаются однофазные замыкания. На их долю прихо-дится до 65% от о6щего числа КЗ. Трехфазные КЗ возникают сравнительно редко - в 5% от о6щего числа КЗ.
При расчетах токов КЗ принимаются следующие допущения:
-в течение всего процесса КЗ э.д.с. генераторов системы считают совпа-дающими по фазе; не учитывают насыщения магнитных систем, что позволяет считать все цепи линейными.
-прене6регают намагничивающими токами силовых трансформаторов;
-трехфазную систему считают симметричной;
-прене6регают емкостными проводимостями всех элементов короткозамк-нутой сети за исключением линий большой протяженности и напряжения, напри-мер линий напряжением 500 кВ;
-электродвижущие силы всех источников питания, значительно удаленных от места КЗ Храсч ≥ 3), считают неизменными;
-активное сопротивление цепи КЗ учитывают только тогда, когда оно 6ольше одной трети индуктивного сопротивления той же цепи.

Расчёт необходимо выполнить в 3 указанных точках КЗ-К1,К2,К3. При расчёте тока КЗ в цепях >1000 В учитываются в основном только индуктивные сопротивления всех элементов, активными можно пренебречь вследствие их ма-лости.
Для облегчения выбираемого оборудования желательно принять такой ре-жим работы схемы, при котором величины токов КЗ будут наименьшими. В ре-альных схемах электроснабжения для ограничения величины токов КЗ принима-ется раздельная работа трансформаторов на подстанции и питающих линий, т.е., в нормальном режиме работы секционные аппараты на шинах полстанции отклю-чены. Поэтому схема замещения составляется только для одной цепи, и рассчи-тываются в относительных единицах сопротивление всех элементов.

Рисунок 5.1.2 Схема замещения для расчетной схемы подстанции.
5.2 Расчёт тока КЗ в точках К1,К2, К3
5.2.1 Расчёт тока КЗ в точке К1

Преобразуем схему замещения относительно К-1 из рисунка 5.1.2

Рисунок 5.2.1 – Преобразование схемы замещения для точки К-1.
Определим в относительных единицах сопротивление воздушной линии:

 

 

Рассчитаем базисный ток:


Определим действующее значение периодической составляющей тока КЗ:

Найдём ударный ток:


где -ударный коэффициент
5.2.2 Расчёт тока КЗ в точке К2.
Преобразуем схему замещения относительно К-2 из рисунка 5.1.2

Рисунок 5.3.1 – Преобразование схемы замещения для точки К-2.
Определим в относительных единицах сопротивление трансформатора ПС:

Рассчитаем базисный ток:

Определим действующее значение периодической составляющей тока КЗ

Найдём ударный ток:

где ударный коэффициент

5.2.3 Расчёт тока КЗ в точке К3
Преобразуем схему замещения относительно К-3 из рис.5.1.2


Рисунок 5.4.1 -Преобразование схемы для точки К-3.
Определим в относительных единицах сопротивление трансформатора ПС:


Рассчитаем базисный ток:

Определим действующее значение периодической составляющей тока КЗ:

Найдём ударный ток:

где ударный коэффициент
5.3 Определение приведенного времени КЗ ( ) ,необходимое для про-верки электрооборудования на термическую устойчивость.
5.3.1 Расчет для точки К-1

Для определения обеих составляющих необходимо знать коэффициент за-тухания:

Так как источником в схеме является система бесконечной мощности, то
и
Действительное время протекания тока:

-время срабатывания защит
- время отключения выключателя

Время затухания апериодической составляющей тока КЗ

Время затухания периодической составляющей тока КЗ определяется по кривым [1], с.164 в зависимости от и :


5.3.2 для точки К-2:





5.3.3 для точки К-3



 

 

 

 

 

 

 

 

6.Выбор конструктивного исполнения подстанции и оборудования.
Схемы распределительных устройств, согласно [6], с.4,должны обеспечи-вать коммутацию заданного числа высоковольтных линий, трансформаторов с учетом перспективы развития ПС, обеспечивать требуемую надежность работы РУ, исходя из условий электроснабжения потребителей в соответствии с катего-риями электроприемников, учитывать требования секционирования сети и обес-печить работу РУ при расчетных значениях токов КЗ.
Также должно обеспечиваться возможность и безопасность проведения работ на элементах схемы, наглядность и удобство эксплуатации, должен быть обеспечен удобный вывод в ремонт отдельных элементов схемы.
Конструктивно подстанция состоит из открытого распределительного уст-ройства 110кВ (ОРУ-110), открытого распределительного устройства 35 кВ (ОРУ-35),комплектного распределительного устройства 10 кВ (КРУН-10) ,общепод-станционного пункта управления (ОПУ).
ОРУ-110.В цепях трансформаторов установлены выключатели, на линиях и секциях-разъединители. Районная ПС состоит из открытого распределительного устройства 110 Установлены также конденсаторы связи и высокочастотные за-градители, препятствующие прохождению токов непромышленной частоты на подстанцию. Для целей РЗА (релейной защиты и автоматики) используются трансформаторы напряжения и трансформаторы тока.
ОРУ-35 выполнено в виде одиночной секционированной системы шин с секционным выключателем, от каждой секции отходит по две линии 35кВ, на которых установлены выключатели шинные и линейные разъединители, на каждой секции установлены трансформаторы напряжения, на выключателях - встроенные трансформаторы тока.
ЗРУ -10 выполнено в виде одиночной секционированной системы шин, ус-тановлены вводные, секционный, линейные выключатели, на каждой секции установлены трансформаторы напряжения, ограничители перенапряжений ОПН-10, ТСН (трансформатор собственных нужд) - внешний. В линиях, вводных и секционном выключателе – трансформаторы тока.
ОПУ предназначен для организации и распределения оперативного тока, схемы собственных нужд, размещения аккумуляторной батареи, устройств РЗА, связи, сигнализации, органов управления.
В следующем разделе выберем оборудование для ПС и проверим правиль-ность выбора. Аппараты и проводники распределительных устройств всех напря-жений выбираются по условиям продолжительного режима работы и проверяются по режиму короткого замыкания.

 

 


7. Расчет токов и выбор электрооборудования ПС.
7.1 Расчет токов и выбор электрооборудования 110 кВ
Согласно [6], п.3 выбор оборудования производится из условий:
Таблица 7.1-Условия выбора оборудования
Условие выбора Описание

Номинальное напряжение оборудования должно быть не меньше но-минального напряжения сети

Номинальный ток оборудования должен быть не меньше максималь-ного рабочего тока в сети, где оно установлено

Предельный сквозной ток через оборудование должен быть не мень-ше начального значения тока периодической составляющей тока КЗ

Допустимое приведенное время КЗ для оборудования должно быть больше расчетного приведенного времени КЗ в расчетной точке

Допустимый ударный ток оборудования должен быть больше рас-четного ударного тока КЗ в расчетной точке
Рабочий ток:
, [1],с.132
Рабочий максимальный ток:

По каталогу выбираю выключатель элегазовый баковый ВГБУ-110.
По каталогу выбираю разъединитель типа: РГН-110/1000(управление глав-ными ножами и заземлителями-электроприводом.

Таблица 7.2- Выбор выключателя, разъединителя .
Условия выбора Расчетные
данные Каталожные данные
ВГБУ-110У1 РГН-110/1000 УХЛ1
, кВ
110 110 110
, А
472 2000 1000

0,19 3 2
,кА
1,85 40 20
, кА
4,83 102 80
Привод ППРа-2000 ПДГ-9УХЛ1
Условия выбора выполнены.

7.2 Расчет токов и выбор электрооборудования 35 кВ
Определим для стороны 35 кВ [1],с.132

Определим для секционного выключателя 35 Кв и вводов

Для линий №№ 1,2 35 кВ мощностью

Для линий №№ 3,4 35 кВ мощностью

Выберем вводной, секционный, линейный выключатель типа ВБС-35III-25/1600 УХЛ1
Выберем разъединитель типа: РГ-35/1000 УХЛ1(управление главными но-жами-электроприводом, заземлителями-ручное
Таблица 7.2- Выбор выключателей и разъединителей 35кВ
Условия выбора Расчет-ные дан-ные Каталожные данные
ВБС-35III-25 УХЛ1
ВБС-35III-25 УХЛ1
ВБС-35II-25 УХЛ1

РГ-35/1600 УХЛ1


кВ 35 35 35 35 35

859 1600 - - 1600

859 - 1600 - -

165 - - 630 -

0,23 3 3 3 2
,кА
3,55 40 40 40 20
,кА
9 102 102 102 63
Привод ПДГ-9УХЛ1 ПДГ-9УХЛ1 ПДГ-9УХЛ1 ПРГ-01-5 УХЛ1

Условия выбора выполнены.
7.3 Расчет токов и выбор электрооборудования 10 кВ
Определим для стороны 10 кВ
Определим для секционного выключателя 10 Кв и вводов

Определим для линий 10 кВ
Расчёт для линий 10 кВ сведём в таблицу:
Таблица 7.3.1- расчет токов отходящих линий 10 кВ
№ фиде-ра 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Всего
Sвл,кВА 3,25 3,15 5,25 4,6 5,25 2,8 3,85 1,8 4,2 2,45 3,5 40

188 182 303 263 303 162 223 101 243 142 202 2312
Таблица 7.3.2 Выбор оборудования 10 кВ
Условия выбора Расчетные данные Каталожные данные выключателей
Ввод Секционный Линейный
ВБЧЭ 10-31,5/3150 ВБЧЭ 10-31,5/3150 ВБЧЭ 10-31,5/630
кВ
10 10 10 10
, А
3009 3150 - -
, А
3009 - 3150 -
, А
303 - - 630
,кА
9,82 31,5 31,5 31.5

0.21 3 3 3
, кА
24.92 80 80 80
Вакуумные выключатели ВБЧЭ в виде выкатного элемента устанавливаются в КРУ типа К-104, К-59, КМ-1Ф. По своим присоединительным размерам и схемам управления взаимозаменяемы с выключателями ВК-10, ВКЭ-10.
Сечение кабелей >1000 В согласно [1],с250-252 выбираем по экономиче-ской плотности тока ,величина которой определяется из таблицы в зависимости от и типа изоляции проводника, питающий кабель 10 кВ выбираем с алю-миниевыми жилами с бумажной изоляцией. При рассчитанном значении =5584 часа

Расчёты оформим в таблицу 7.3.3:

Таблица 7.3.3- Расчетные сечения кабелей 10 кВ
№ фидера 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Sэк,мм2 156,7 151,7 252,5 219,2 252,5 135 185,8 84,2 202,5 118,3 168,3
Таблица 7.3.4 –Выбор кабелей 10 кВ
№ фи-дера Марка кабеля I каб. доп.
1 ААБ-10(3*150 мм2) 275
2 ААБ-10(3*150 мм2) 275
3 2 ААБ-10(3*120мм2)
355
4 2 ААБ-10(3*120мм2)
355
5 2 ААБ-10(3*120мм2)
355
6 ААБ-10(3*150 мм2)) 275
7 ААБ-10(3*185мм2) 310
8 ААБ-10(3*95мм2) 205
9 2 ААБ-10(3*120мм2)
355
10 ААБ-10(3*120мм2) 240
11 ААБ-10(3*185мм2) 310
После выбора кабелей 10кВ и расчётов токов КЗ эти кабели необходимо проверить на термическую устойчивость. При проверке рассчитывается мини-мально допустимое сечение по нагреву током КЗ:

где -периодическая составляющая тока КЗ в точке К-3,
- приведённое время КЗ,
С-коэффициент для кабелей 10 кВ, С=85
Это означает, кабели выбраны верно.
Выбор провода питающей линии 110 кВ.
Рабочий ток:
Рабочий максимальный ток:

т.к. то


Выбираем провод АС-300 ( Iдоп = 690 А>472 A)


8. Выбор трансформаторов собственных нужд
Собственные нужды (с.н.) подстанции являются одним из наиболее ответ-ственных потребителей, так как от надежной работы механизмов собственных нужд зависит нормальное функционирование подстанции. На всех подстанциях необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд.
Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузке собственных нужд с учетом коэффициентов загрузки и одновременности. Состав собственных нужд подстанции приведен в таблице 8.1.
Таблица 8.1- Потребители собственных нужд
Потребитель Количество
шт. Мощность единичная
кВт Мощность потре-бителя

Руст,кВт Qуст,кВар
Устройство охлаждения
трансформаторов 2 4,5 9 5,58
Подогревы выключателей
110 кВ 2 0,8 1,6 -
Подогревы выключателей
35кВ 7 0,8 5,6 -
Подогревы выключателей
10кВ 14 0,8 11,2 -
Подогревы приводов
разъединителей 110 кВ 8 0,6 4,8 -
Подогревы приводов
разъединителей 35кВ 16 0,6 9,6 -
Отопление,освещение, ОПУ, ЗРУ-10,АБ 30 -
Освещение ОРУ-110 10 0,5 5 -
Освещение ОРУ-35 10 0,5 5 -
Аппаратура связи и телемеханики 1 1 1 -
Подзарядные агрегаты 2 10,2 20,4 9,18
Вентиляция 4 1,5 6 3,3
ИТОГО: 109,2 18,06
По этим данным определяем установленные мощности механизмов собст-венных нужд Руст, Qуст (при cos = 0,85) и расчетную мощность, кВА:
, [7], с.22
где Кс = 0,8 - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты загрузки и одновременности.
На двухтрансформаторных подстанциях 35 – 750 кВ устанавливаются два трансформатора собственных нужд.

Мощность трансформатора с.н.:
Sн..  Sрасч * КП , [7], с.22
где КП = 1,4 – коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

Определим суммарную расчетную мощность трансформаторов с.н.:
,
Тогда расчетная мощность каждого трансформатора при условии равно-мерной загрузки при нормальных условиях:

Определим расчетную номинальную мощность каждого трансформатора:

Выберем трансформаторы с.н.:
ТМ – 63 / 10 Sн=63 кВа
UВН =10 кВ, UНН = 0,4 кВ.
Коэффициент загрузки при совместной работе трансформаторов:

Защита трансформаторов с.н. с номинальной мощностью до 250 кВА включительно осуществляется плавкими предохранителями на высшем напряже-нии и автоматическими выключателями на низшем.

Для защиты трансформаторов с.н. выберем предохранители. Выбор про-изводится по Uном=10 кВ установки, Iр.м и току короткого замыкания, IП3=9,82 кА.

Выберем предохранитель ПКТ 101 – 10 – 10 31,5 У3
Iном пр.=10А> Iр.м .; Iном.откл .=31,5кА> IП3
Выбранный предохранитель удовлетворяет условиям.

 

 

 

 

 

 


9. Расчет заземляющих устройств и молниезащиты.
9.1 Расчет заземления
Для электроустановок с эффективной заземленной нейтралью напряжением 110 кВ ПУЭ предусматривает два вида расчета заземляющего устройства-по допустимому напряжению прикосновения или по нормированию сопротивления заземляющего устройства. Рассчитаем заземляющее устройство исходя из допус-тимого сопротивления - .
Все расчеты выполним в соответствии с методикой, представленной в [2], с.259-264, при отсутствии естественных заземлителей. Форму расположения за-землителей выберем контурную, при которой заземлители располагаются по периметру защищаемой территории.
Заземляющее устройство на подстанции выполняется из вертикальных за-землителей, соединительных полос, полос проложенных вдоль рядов оборудова-ния и выравнивающих полос, проложенных в поперечном направлении и соз-дающих сетку с переменным шагом.
Площадь заземляющего устройства составляет . Заземлитель предполагается выполнять из горизонтальных полосовых электродов сечением и вертикальных электродов длиной , диаметр . Глубина заложения электродов t=0,7 м.
Удельное сопротивление грунта составляет

Необходимое сопротивление заземлителя:

Сопротивление одного электрода:


Тогда общее число электродов:
,
Где -коэффициент экранирования, определенный из таблицы

Периметр заземляющего устройства:

Расстояние между электродами равно:

Допустимое расстояние между электродами должно быть не более их дли-ны, это означает, что необходимое количество электродов не вмещается в пери-метр и приходится разместить остальные электроды внутри или вне подстанции, либо использовать естественные заземлители.
В качестве естественного заземлителя выберем заземленный трос грозоза-щиты линии 110 кВ сопротивлением

В этом случае сопротивление искусственных заземлителей должно быть:

Тогда общее число электродов:
,
Где - коэффициент экранирования, определенный из таблицы

Расстояние между электродами равно:

План заземляющего устройства представлен на рисунке 9.1 страница 23б
9.2. Расчёт молниезащиты.
Расчет в данном подразделе основан на методике, изложенной в[7],с.97-107. Электрооборудование подстанции защищается от прямых ударов молнии с помощью четырех отдельно стоящих молниеотводов.
Несущая конструкция первого выполнена из железобетонной опоры. На вер-хушке опоры надет железный оголовник с приваренным к нему железным стерж-нем длинной около метра. Высота молниеотвода принимается равной 23,5 м.
Расстояние между молниеотводами 53 м. Зона защиты (территория ОРУ 53´26 м)

где - высота стержневого молниеотвода,20 м
- высота точки на границе защищаемой зоны, 11,35 м,

- активная высота молниеотвода,

Наименьшая ширина зоны защиты в середине между молниеотводами при горизонтальном сечении на уровне определяют по кривым
Для этого вначале находятся соотношения:

 

Где а – расстояние между молниеотводами.
По графику находится величина
Откуда
Граница зоны защиты в вертикальном сечении:

Таким образом, молниезащита прошла проверку по площади защищаемого ею оборудования и по его высоте.
Рисунок 9.3. Схема молниезащиты

10. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
10.1 Расчет продольной дифференциальной защиты трансформаторов.
Расчет произведен согласно методике, изложенной в [8], с 29-30
Дифференциальная токовая защита является основной быстродействую-щей защитой трансформаторов с обмоткой высокого напряжения 3 кВ и выше от К.З. на выводах, а также внутренних повреждений. В соответствии с ПУЭ про-дольная ДТЗ без выдержки времени должна предусматриваться на трансформа-торах мощностью 6,3 МВА и выше, а также на трансформаторах 4 МВА при их параллельной работе и на трансформаторах меньшей мощности ( но не менее 1 МВА), если токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, а МТЗ имеет выдержку времени более 0,5 с.
Порядок расчета дифзащиты с реле ДЗТ-11 следующий:
а) Определим первичные номинальные токи для всех обмоток защищае-мого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:
,



б) Выберем типы трансформаторов тока, их коэффициенты трансфор-мации и схемы соединений для всех сторон защищаемого трансформатора. Коэф-фициенты трансформации целесообразно выбирать такими, чтобы вторичные токи в плечах защиты не превышали 5 А (в номинальном режиме).
ВН: ТФЗМ110Б-II
СН: ТФЗМ35Б-I
НН: ТВТ-10
3. Определяем вторичные номинальные токи в плечах защиты:
,
где - коэффициент схемы для симметричного режима.



в) Защиту будем рассчитывать для реле ДЗТ-11(т.к. регулирование имеется на двух сторонах трансформатора – ВН и СН), в этом случае параметры защиты рассчитываем по условию отстройки от броска намагничивающего тока при включении трансформатора в холостом режиме для реле без короткозамкну-той обмотки (ДЗТ) или при восстановлении напряжения после отключения корот-кого замыкания производится по выражению:


где - номинальный ток, соответствующий номинальному напряже-нию среднего ответвления устройства РПН и номинальной мощности трансфор-матора (ток должен быть приведен к высокой стороне);
- коэффициент отстройки от броска намагничивающего тока.
г) Определим токи внешних КЗ:

Где Fср – МДС срабатывания реле ДЗТ=100 В, -напряжение короткого замыкания соответствующей стороны,

д) Рассчитаем количество витков реле:
,
, ,
Принятое количество витков:

е) Рассчитаем количество витков тормозной обмотки:
,
Где - коэффициент надежности ,принимаемый равным 1,5
-угол наклона к оси абсцисс касательной, проведенной из начала коор-динат к тормозной характеристике срабатывания реле (для ДЗТ-11 принимается равным 0,87
-число витков плеча защиты, в которое включена тормозная обмотка.
Тормозную обмотку включим на сумму токов плеч со стороны, которых питание отсутствует


Вторичный ток срабатывания:

Первичный ток срабатывания:

ж) Вычислим коэффициент чувствительности:


Таким образом, защита рассчитана верно.
10.2 Расчет МТЗ с блокировкой по напряжению.
Максимальная токовая защита предназначена для отключения трансфор-маторов при коротком замыкании на шинах или на отходящих от них присоеди-нениях, если защита или выключатели этих элементов отказали в работе. Одно-временно релейная защита от внешних коротких замыканий используется и для защиты от повреждения в трансформаторе. Однако по условиям селективности МТЗ должна иметь выдержку времени и, следовательно, не может быть быстро-действующей. По этой причине в качестве основной защиты от повреждений в трансформаторах она используется лишь на маломощных трансформаторах. На трансформаторах, имеющих специальную защиту от внутренних повреждений, защита от внешних коротких замыканий служит резервом к этой защите на случай ее отказа. На трехобмоточных трансформаторах МТЗ устанавливается со всех трех сторон.
Дальнейшие расчеты приведены с использованием методики [9],с. 295-300
а) Определение первичного тока срабатывания защиты
Первичный ток срабатывания защиты, определяется по условию отстройки от номинального тока трансформатора на стороне, где установлена рассматриваемая защита, по выражению:

где - коэффициент отстройки, учитывающий ошибку реле и необхо-
димый запас, принимаем равным 1,2;
- коэффициент возврата реле, принимаем равным 0,95;
- коэффициент запуска, принимаем равным 1,4.
Для стороны 110 кВ:
Для стороны 35 кВ:
Для стороны 10 кВ:
б) Определение первичного напряжения срабатывания
Первичное напряжение срабатывания защиты определяется для минималь-ного реле напряжения, исходя из:
- обеспечения возврата реле после отключения внешнего короткого замы-кания по выражению:
,
где - междуфазное напряжение в месте установки защиты в условиях самозапуска после отключения внешнего короткого замыкания;
- коэффициент отстройки;
- коэффициент возврата реле.
Для стороны 35 кВ:
Для стороны 10 кВ:
- отстройки от напряжения самозапуска при включении АПВ или АВР за-торможенных двигателей нагрузки:

где - междуфазное напряжение в месте установки защиты в условиях самозапуска заторможенных двигателей нагрузки при включении их от АПВ или АВР;
Для стороны 35 кВ:
Для стороны 10 кВ:

в) Определение вторичных тока и напряжения срабатывания реле
для фильтра-реле напряжения обратной последовательности комбиниро-ванного пуска напряжения:


Вторичные ток и напряжение определяются:




Вторичное напряжение для фильтра-реле обратной последовательности:


где - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.
г) Определение чувствительности защиты
Чувствительность защиты определяется по выражениям:
для реле тока:
,где - ток минимального короткого замыкания , приведенный к рассматриваемой стороне




где - первичное значение тока в месте установки защиты в мини-мальном режиме работы при двухфазном коротком замыкании в расчетной точке;
Таким образом, обеспечен оптимальный коэффициент чувствительности как в режиме защиты (должен быть более 1,5), так и в режиме резервирования (должен быть более 1,2 )
д) Выбор выдержек времени
По условию селективности время срабатывания (уставка по времени) за-
щиты последующего элемента выбирается в секундах, по выражению:

где - время срабатывания МТЗ предыдущего элемента, то есть более удаленного от источника питания, для МТЗ-10 время срабатывания равно 2,5 с
- ступень селективности, с.
Выдержки времени защит имеют следующие значения:

10.3 Расчет защиты от перегрузки.
Трансформаторы допускают перегрузку в течение значительного времени. Поэтому при наличии оперативного персонала защита от перегрузки трансформа-тора действует на сигнал. При его отсутствии на объекте контроль за перегрузкой трансформатора может осуществляться средствами телемеханики. Защита от перегрузки на объектах без постоянного дежурного персонала может действовать на разгрузку или отключение. Для того чтобы охватить все возможные режимы и параметры трансформатора, целесообразно установить сигнализацию перегрузки на всех трех сторонах трансформатора.
Ток срабатывания защиты от перегрузки с действием на сигнал определя-ется согласно выражению [9], с.178

в котором = 1,05 - коэффициент отстройки, а = 0,95 - коэффициент возврата, коэффициент запуска не учитывается. Вторичный ток срабатывания реле определяется по выражению [9], с.178:

 

Результаты расчета сведены в таблицу 10.3.1
Таблица10.3.1 - Расчет защиты от перегрузки
Наименование величины
Обозначение и
пояснение Числовое значение
Ввод
110 кВ Ввод
35 кВ Ввод
10 кВ
Номинальный ток
стороны, А
331,06 1040,46 3641,62
Коэффициент отстройки
1,05 1,05 1,05
Коэффициент возврата
0,95 0,95 0,95
Первичный ток сраба-
тывания защиты от пегрузки, А
366 380,7 1386,4
Вторичный ток
срабатывания реле, А
2,44 1,73 5,24

Время срабатывания защиты от перегрузки во избежание ложных сигналов должно превышать время работы защиты и восстановления нормального режима действием автоматики, снижения пускового тока нагрузки до номинального. Принимаем выдержку времени 9 с.
10.4 Расчет блокировки РПН
Методика расчета изложена в [10], с. 44
Блокирование передачи управляющего импульса на исполнительный ме-ханизм устройства РПН осуществляется при:
перегрузке по току;
снижении напряжения на сторонах СН и НН ниже ;
неисправности регулятора и (или) приводов РПН;
подачи внешнего сигнала блокировке.
Ток срабатывания блокировки РПН определяется:

где - коэффициент отстройки.
Получаем:
Вторичный ток срабатывания реле определяется как

Защита действует на время перегрузки по току.
10.5 Расчет защиты от перегрева
Методика расчета изложена в [10], с. 60
При работе трансформатора происходит нагрев обмоток и магнитопровода за счет потерь энергии в них. Предельный нагрев частей трансформатора ограни-чивается изоляцией, срок службы которой зависит от температуры нагрева.
Трансформатор марки ТДТН-63000/110/35/10 оснащен масляным охлаж-дением с дутьем и естественной циркуляцией масла.
Таблица 10.4.1- Расчет защиты от перегрева
Наименование величины Обозначение и
пояснение Числовое значение
Ввод
110 кВ Ввод
35 кВ Ввод
10 кВ
Номинальный ток стороны, А
331,06 1040,46 3641,62
Коэффициент отстройки
0,5 0,5 0,5
Коэффициент возврата
0,95 0,95 0,95
Первичный ток
срабатывания защиты от
перегрева, А
174,24 547,6 1916,64
Вторичный ток
срабатывания реле, А
1,16 0,91 2,76

Выдержка времени составляет 9 с.Защита действует на сигнал.
10.6 Газовая защита
Действие газовой защиты основано на том, что всякие, даже незначитель-ные, повреждения, а также повышенные нагревы внутри бака трансформатора (автотрансформатора) вызывают разложение масла и органической изоляции, что сопровождается выделением газа. Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому защита вы-полняется так, чтобы при медленном газообразовании подавался предупредитель-ный сигнал, а при бурном газообразовании, что имеет место при коротких замы-каниях, происходило отключение поврежденного трансформатора (автотранс-форматора). Кроме того, газовая защита действует на сигнал и на отключение или только на сигнал при опасном понижении уровня масла в баке трансформатора или автотрансформатора. Газовое реле, например типа BF-80, устанавливается в рассечку трубы, соединяющей бак трансформатора с расширителем.
Газовая защита является универсальной и наиболее чувствительной защи-той трансформаторов (автотрансформаторов) от внутренних повреждений. Она
реагирует на такие опасные повреждения, как замыкания между витками обмоток, на которые не реагируют другие виды защит из-за недостаточного значения тока при этом виде повреждения.
Новый трансформатор должен включаться с введенным на отключение сигнальным поплавком газовой защиты, который может сработать и при начи-нающемся повреждении трансформатора, до короткого замыкания в нем.
При включении нового трансформатора по мере его нагрева происходит выделение воздуха, растворенного в масле. Он заполняет газовое реле и его необ-ходимо время от времени выпускать. Выводить действие отключающего элемента на отключение до прекращения выделения воздуха не разрешается. Для обеспече-ния свободного выхода газов при слабом газообразовании, трансформатор уста-навливается так, чтобы крышка трансформатора и трубопровод имели подъем в сторону газового реле. Отключающий элемент газовой защиты имеет уставку срабатывания по скорости масла.
Величина уставки определяется по заводской инструкции (0,5-1,5 м/с) и может корректироваться в зависимости от состояния трансформатора. Дело в том, что бросок масла происходит не только при повреждении внутри трансформатора, но и при внешних коротких замыканиях.
10.7 Газовая защита переключателя РПН
Контакторы переключателя РПН находятся в отдельном от бака трансфор-матора отсеке. Поскольку при переключении контакторов дуга горит в масле, то масло постепенно разлагается с выделением газа и других компонентов. Это масло не смешивается с остальным маслом в баке и не ухудшает его качество. Бак РПН также соединяется с расширителем (отдельный отсек) и в соединительной трубе устанавливается специальное реле, например URF-25. Это реле называется струйным и работает только при броске масла. В реле один отключающий элемент - заслонка вместо поплавка. Газ, выделяющийся при переключении контакторов, свободно выходит в расширитель и не вызывает срабатывания реле. Срабатывание реле вызывает бросок масла, происходящий при перекрытии внутри отсека РПН. После срабатывания струйное реле остается в сработанном положении и должно возвращаться в исходное положение нажатием кнопки на реле
10.8 Устройство автоматического включения резерва.
Одной релейной защиты недостаточно для обеспечения надежности и бесперебойности электроснабжения. В этом также можно убедиться на примере рассмотренных схем электроснабжения. Шины распределительного пункта РП обычно выполняются в виде двух секций. Секционный выключатель при нормальной работе отключен. Каждая отходящая от шин линия электроснабжения потребителей связана только с определенной секцией. При повреждении одной из питающих РП линий и отключении ее релейной защитой электроснабжение потребителей соответствующей секции прекращается. Электроснабжение можно восстановить включением секционного выключателя устройством авто-матического включения резерва (УАВР).
Устройства автоматического включения резерва (АВР) нашли широкое
применение на подстанциях на напряжение 6-10 кВ. Устройство АВР должно подключать резервный источник питания при исчезновении по любой причине питания от рабочего источника. Исчезновение напряжения на шинах может быть вызвано короткими замыканиями в питающей сети высшего напряжения, в рабо-чем трансформаторе, на его шинах низшего напряжения и присоединенной к шинам распределительной сети, а так же произвольным отключением одного выключателя рабочего трансформатора.
Включение резервного источника должно происходить после деионизации среды в случае неустойчивого короткого замыкания на сборных шинах, поэтому требуется, чтобы tАВР > tд.с .Это условие в сетях до 10 кВ выполняется автоматиче-ски, так как собственное время включения выбранных выключателей превышает время деионизации среды. Устройство АВР должно контролировать наличие напряжения на резервном источнике, отключенное состояние рабочего источника и быть отстроенным по времени от максимальных токовых защит присоединений. При включении резервного источника на устойчивое КЗ релейная защита должна обеспечить его отключение от поврежденного участка, чтобы сохранилось питание других присоединений.
10.9 Автоматическое повторное включение
Эффективным мероприятием, позволяющим повысить надёжность питания потребителей, является автоматическое повторное включение (АПВ) элементов электроснабжения, которые были до этого отключены релейной защитой.
Практика эксплуатации энергосистем показала, что значительное число коротких замыканий в воздушных и кабельных электрических сетях имеет неус-тойчивый характер. При снятии напряжения с повреждённой цепи электрическая прочность изоляции в месте повреждения быстро восстанавливается, и цепь может быть вновь включена в работу .
Устройство АПВ работает в едином комплекте с релейной защитой. При возникновении КЗ на линии срабатывает релейная защита этой линии и отключает соответствующий выключатель. Через некоторый промежуток времени tАПВ устройство вновь включает линию. Если короткое замыкание самоликвидирова-лось, то включение линии будет успешным, и она останется в работе. Если же короткое замыкание оказалось устойчивым, то после включения выключателя линия вновь отключается релейной защитой и остаётся в отключенном состоянии до устранения повреждения ремонтным персоналом.
Действие устройств АПВ и АВР необходимо согласовать следующим об-разом. При коротком замыкании на одной из линий повреждённая линия отклю-чается релейной защитой. Устройства автоматики должны попытаться восстано-вить электроснабжение потребителей от своего источника питания путём АПВ. В случае успешного АПВ электроснабжение потребителей восстанавливается и АВР не требуется. Если же АПВ неуспешно, то должно сработать устройство АВР и подключить потребители к резервному источнику питания. Следовательно, вы-держка времени у АПВ должна быть меньше, чем у АВР. Примем tАПВ = 1 с


10.10 Автоматическая частотная разгрузка
Согласно ГОСТ – 13109 – 87 отклонение частоты в нормальном режиме не должно превышать ± 0,1 Гц. Допускается кратковременное отклонение частоты не более чем на ± 0,2 Гц.
При дефиците активной мощности в энергосистеме может наступить чрез-мерное снижение частоты тока, что угрожает нарушению статической устойчиво-сти системы. Дефицит мощности может привести к лавинообразному снижению не только частоты, но и напряжения.
В таких случаях для восстановления нормального режима работы автома-тически отключают часть наименее ответственных потребителей с помощью устройств автоматической частотной разгрузки (АЧР). АЧР должна быть выпол-нена таким образом, чтобы не допустить даже кратковременного снижения часто-ты ниже 45 Гц. Работа энергосистемы с частотой менее 47 Гц допускается в тече-ние 20 с, а с частотой 48,5 Гц – 60 с.
АЧР предусматривает отключение потребителей небольшими долями по мере снижения частоты (АЧРI) или по мере увеличения продолжительности су-ществования пониженной частоты (АЧРII). Наиболее эффективной является АЧРI.
В настоящее время выпускается аналого–цифровое измерительное реле частоты типа РСГ – 11, которое срабатывает при снижении частоты и применяется в схемах АЧР.
При повышении частоты до нормального значения в целях сокращения пе-рерыва в электроснабжении потребителей, отключенных АЧР, применяют для них автоматическое повторное включение (частотное АПВ – ЧАПВ).
Действие АЧР должно быть согласовано с работой устройств АПВ и АВР.

 

 

 

 

 

 

 

 

 


11. Установка постоянного тока на проектируемой ПС 110\35\10.
Совокупность источников питания, кабельных линий, шин питания пере-ключающих устройств и других элементов оперативных цепей составляет систему оперативного тока данной электроустановки. Оперативный ток на подстанциях служит для питания вторичных устройств, к которым относятся оперативные цепи защиты, автоматики и телемеханики, аппаратура дистанционного управления, аварийная и предупредительная сигнализация. При нарушениях нормальной работы подстанции оперативный ток используется также для аварийного освеще-ния и электроснабжения электродвигателей (особо ответственных механизмов).
Проектирование установки оперативного тока сводят к выбору рода тока, расчету нагрузки, выбору типа источников питания, составлению электрической схемы сети оперативного тока и выбору режима работы.
К системам оперативного тока предъявляют требования высокой надежно-сти при КЗ и других ненормальных режимов в цепях главного тока.
Применяются следующие системы оперативного тока на подстанциях:
постоянный оперативный ток - система питания оперативных цепей, при которой в качестве источника питания применяется аккумуляторная батарея;
переменный оперативный ток - система питания оперативных цепей, при которой в качестве основных источников питания используются измерительные трансформаторы тока защищаемых присоединений, измерительные трансформа-торы напряжения, трансформаторы собственных нужд. В качестве дополнитель-ных источников питания импульсного действия используются предварительно заряженные конденсаторы;
выпрямленный оперативный ток - система питания оперативных цепей пе-ременным током, в которой переменный ток преобразуется в постоянный (вы-прямленный) с помощью блоков питания и выпрямительных силовых устройств. В качестве дополнительных источников питания импульсного действия могут использоваться предварительно заряженные конденсаторы;
смешанная система оперативного тока - система питания оперативных це-пей, при которой используются разные системы оперативного тока (постоянный и выпрямленный, переменный и выпрямленный).
В системах оперативного тока различают:
зависимое питание, когда работа системы питания оперативных цепей за-висит от режима работы данной электроустановки (подстанции);
независимое питание, когда работа системы питания оперативных цепей не зависит от режима работы данной электроустановки.
К независимым системам относится постоянный оперативный ток.
Установка постоянного тока на элект¬ростанциях состоит из аккумулятор-ной батареи (АБ), зарядного устройства, распреде¬лительного щита с коммутаци-онными аппаратами и измерительными прибо¬рами.

11.1. Общая характеристика аккумуляторной батареи.
Аккумуляторные батареи являются независимыми источниками энергии в системах собственных нужд станций и подстанций. Основное их назна-чение заключается в питании систем управле¬ния, автоматики, сигнализации, связи, а также электроснабжении особо ответ¬ственных рабочих машин и сети освеще¬ния при нарушении нормальной работы установки в течение времени, необхо¬димого для восстановления нормальной работы.
Нормальный режим работы АБ - постоянный подзаряд. Под этим режимом по¬нимается параллельная работа аккумуляторной батареи и подзарядного агрегата. На подзарядном агрегате под¬держивается такое напряжение, что он питает всю на¬грузку и компенсирует саморазряд батареи, т. е. постоян¬но ее под-заряжает. В случаях нарушений на стороне переменного тока подзарядный агрегат отключается и ак¬кумуляторная батарея берет на себя всю нагрузку посто¬янного тока. После устранения неисправности на стороне переменного тока батарея заряжается от мощного заряд¬ного агрегата и опять переводится в режим по-стоянного подзаряда.
Режим постоянного подзаряда значительно повышает надежность работы электроустановки. В силу того, что аккумуляторная батарея в любой момент пол-ностью за¬ряжена, обеспечивается полноценный резерв питания сети постоянного тока в отличие от батареи, работающей в ре¬жиме заряд—разряд, при котором к моменту аварии на переменном токе батарея может оказаться разряженной. На-дежность при этом достигается при мощности батареи значительно меньшей, чем при работе в режиме заряд — разряд.
При толчках нагрузки напряжение на подзарядном аг¬регате, имеющем крутую характеристику, падает; у бата¬реи характеристика более пологая, толчок, поэтому пол¬ностью снимается батареей. Это позволяет применять подзарядные агрегаты малой мощности. После снятия ба¬тарея автоматически возвращается режим постоянного подзаряда. Отданная при толчке емкость быстро восста-навливается.
Свинцово-кислотный аккумулятор состоит из следующих основных частей: положительных и отрицательных пла¬стин, сепараторов, сосуда и электролита. Активными веществами, участвующими в электрохимических реакциях, являют¬ся перекись свинца РЬ02 на положитель¬ных пластинах, губчатый свинец РЬ на отрицательных пластинах и раствор сер¬ной кислоты в воде. Перекись свинца и губчатый свинец имеют кристалли¬ческое строение и непрочны; они удержи¬ваются на основе в виде каркаса из свинца или сплава свинца с сурьмой.
Конструктивно аккумуляторная батарея представляет собой ряд из n по-следовательно соединенных между собой единичных элементов, установленных в отдельном вентилируемом помещении.
11.2 Расчет параметров аккумуляторной батареи.
Аккумуляторную батарею выбирают по необходимой емкости, опре-деляемой типовым номером батареи, и по напряжению, которое должно поддер-живаться на шинах постоянного оперативного тока.
К постоянной нагрузке на подстанциях относятся цепи управления, сигнализации, защиты, автоматики, телемеханики, блокировок безопасности и т.д.
Выберем АБ типа СК-N (стационарная. короткого разряда, типовой номер N). Основными характеристиками аккумуляторов СК являются их номи-нальная емкость, продолжительность и ток разряда. Их значения определяются типом, размером и числом пластин и получаются умножением соответствующих значений для аккумуляторов СК-1(стационарная короткого разряда типовой номер №1) на типовой номер N. Характеристики аккумуляторов типа СК-1следующие: Таблица 11.2.1 -Параметры аккумуляторной батареи СК-1.
режима разряда-1 ч режима разряда-2 ч
Разрядный ток, А 18,5 11
Емкость, А·ч 18,5 36
Количество последовательно соединенных аккумуляторных элементов оп-ределяется необходимым напряжением на шинах. Нагрузки батареи приведены в таблице 11.2.2
Таблица 11.2.2- Потребители постоянного тока.
Потребители Кол-во Ток еди- Нагрузка батареи, А
постоянного тока ницы, А Длительная Кратковременная
Постоянно присоединенные приемники:
Лампы положения вы-ключателей 25 0.065 1.6 
Устройства управления и защиты   15 
Приемники, присоединенные при аварийном режиме:
Устройства телеуправле-ния, телесигнализации и связи   1.4 
Эл.магниты включ.
и отключ.приводов 100
Аварийное освещение   10 -
Насосы пожаротушения    112
ИТОГО: 28 212
Последовательность выбора батареи ( по методике изложенной в [1], с.562-565:
Ток длительного разряда в аварийном режиме:
Iдлит = ∑Iпост +∑Iав , А
где ∑Iпост  сумма токов постоянной нагрузки, А;
∑Iав  сумма токов в аварийном режиме, А.
Тогда из таблицы имеем:
Iдлит = 1,6+15+1,4+10 = 28 А
Ток кратковременного разряда в аварийном режиме:
Iкр = Iдлит + Iав, А
где Iав  ток нагрузки, подключаемой в аварийном режиме,А
Iкр = 28+212=240 А
Необходимую расчетную емкость батареи определим:
Qрас = Iкр * Tав ,А*ч
где Tав =0,5  длительность разряда при аварии
Qрас = 240*0,5=120, А*ч
Выбираем N- номер батареи (коэффициент пересчета характеристик по от-ношению к характеристикам батареи СК-1) по требуемой емкости:
N ≥ 1,1 * Qрас /QN
где QN=1 =36 А*ч емкость аккумулятора СК-1; при длительности разряда Tав =0,5 ч имеем
принимаем N= 6
Выбираем номер батареи по току кратковременного разряда:
N ≥ Iкр/46
где 46  кратковременно допускаемый разрядный ток аккумулятора типа СК-1, А;
N ≥ Iкр/46 = 240/46 = 5,2
Номер батареи определен: N=6
Окончательно принимаем аккумуляторную батарею СК-6 (N*36=216 А*ч).
Определим полное число последовательно включенных элементов батареи:
n = Uш / Uпз
где Uш ,В напряжение на шинах включения, принимаемое 258 В при первичном напряжении подстанции 110 кВ;Uпз,В напряжение аккумуляторного элемента при подзарядке, равное 2.15 В.
n=258 / 2,15 =120 элементов
Выбор зарядно-подзарядного агрегата (ЗПУ):
Напряжение заряда ЗПУ Uзар = n * 2,15 + ( 2÷3) ,В
где n  полное число элементов батареи, выбираем запас напряжения 2В
Uзар = 120 *2,15 + 2 = 260 В
Зарядный ток батареи: Iзар = 3,75 * N,А
где 3,75 * N  зарядный ток для батареи СК-6, А. Iзар = 3,75 * 6 = 22,5 А
Расчетная мощность ЗПУ
Pрас.=Uзар * ( Iзар + Iпост)*10-3, кВт Pрас.=260*(22,5 + 16,5) * 10-3 =10,2 кВт
По полученным в процессе расчета напряжению, току и мощности прини-маем зарядно-подзарядный агрегат типа ВАЗП-380/260-40/80. Технические данные которого удовлетворяют условиям выбора:
Iн.зпу = 80 А > Iзар + Iпост = 39,1 А
Uн.зпу = 260 В = Uзар = 260 В
Pн.зпу = 20,8 кВт > Pрас.= 10,2 кВт
Напряжение питания релейной защиты не должно превышать номиналь-ное больше чем на 10 % ( 242 В), выполним расчет необходимого количества элементов АБ для питания РЗА: в условиях нормальной эксплуатации напряжение элементов АБ поддерживается в пределах 2,2 ± 0,05 В, следовательно необходи-мое количество элементов, питающих устройства РЗА равно:
n1= 242 / 2,25 = 108 элементов
Проверим уровни напряжения при различных напряжениях на элементах:
Uрза мин = 2,15 * 108 =232,2 В (низшая граница)
Uрза макс = 2,25 * 108 = 243 В (высшая граница),
Выбираем отпайку от 108го элемента для питания устройств РЗА.
Таким образом, при правильной эксплуатации АБ уровень напряжения на устройствах РЗА находится в норме.
Согласно технической документации для АБ [11], с16 должны регулярно не реже 1 раза в год проводиться уравнительные заряды для выравнивания плот-ности в элементах АБ в пределах нормы (1,205 ± 0,005 г/см3) напряжением 2,3÷ 2,35 В на элемент. Подсчитаем напряжение батареи на 108 элементах:
Uрза мин = 108 * 2,3 = 249 В Uрза макс = 108 * 2,35 = 254 В
Видно , что при проведение уравнительного заряда, напряжение превышает норму. Подсчитаем количество элементов, достаточное для питания РЗА в этом случае, при условии уровня напряжения 235 В:
nур= 235/ 2,35 = 100 элементов
Таким образом, необходима отпайка от 100го элемента, при проведении уравнительного заряда осуществляется перевод питания шин РЗА со 108го на 100й элемент. Поскольку даже кратковременное исчезновение питания нашинах управления может вызвать неправильное срабатывание защит (например, дистан-ционных), необходимо предусмотреть оборудование, позволяющее осуществлять подобный перевод питания без разрыва цепей постоянного тока.

 

 

 

 

11.3 Распределение постоянного тока.

Рисунок 11.3.1 - Принципиальная схема распределения постоянного тока.
Аккумуляторная батарея подключается к сборным шинам, от которых по-лучают питание все потребители постоянного тока. Аккумуляторные батареи обычно работают в режиме постоянного подзаряда, что позволяет обеспечить их непрерывную готовность к действию в полностью заряженном состоянии. Для этой цели на сборные шины параллельно АБ (GB) включается постоянно рабо-тающий подзарядный агрегат (AS)). Первоначально подобные устройства выпол-нялись в виде генератора постоянного тока, приводимого в действие электродви-гателем, получающим питание от сети переменного тока; в последнее время стали применяться полупроводниковые выпрямители. Самым ответственным участком являются цепи релейной защиты и автоматики, цепи управления силовыми вы-ключателями и их электромагнитов отключения (ЭО) и включения (ЭВ) – они получают питание от шинок, называемых шинками управления ШУ(ЕС). Следующим по значению участком, менее ответственным, является сигнализация, питающаяся от шинок ШС (ЕН). Остальные потребители постоянного тока (ава-рийное освещение, некоторые электродвигатели собственных нужд) образуют четвертый участок, питающийся от отдельной шинной сборки или непосредст-венно от сборных шин; шинки ЕС, ЕН по соображениям надежности секциони-руются.
На электростанциях и крупных узловых ПС главные сборные шины пита-
ния цепей управления для повышения надежности (при повреждениях на глав-ныхшинах) выполняются в виде двух секций, каждая из которых получает питание от аккумуляторной батареи через автоматические выключатели или предо-хранители. Потребители, подключенные к шинкам ЕС, ЕН подразделяются на участки по территориальному принципу (РУ 220, 110 кВ, щит управления и т. п.). Каждый такой участок питается по кольцевой схеме не менее чем по двум линиям, отходящим от разных секций соответствующих шинок. Все линии и подклю-ченные к
ним элементы должны иметь надежную защиту от короткого замыкания(КЗ). Она выполняется предохранителями FU или автоматическими выключателями.
На главной питающей цепи и идущей от батареи GВ на сборные шины также устанавливается автоматический выключатель QF или предохранитель. Характеристики времени действия всех предохранителей и автоматических вы-ключателей должны согласовываться и обеспечивать селективность отключения поврежденного элемента при КЗ в сети постоянного тока. Ток срабатывания за-щитных устройств отстраивается от максимального тока нагрузки и должен обес-печивать их действие при КЗ в конце следующего резервируемого участка.
Для выявления неисправностей в сети постоянного тока предусматриваются специальные устройства контроля. Например, исправность предохранителей, целостность цепи ЭО и вспомогательных контактов выключателя SQ (контакты, находящиеся в приводе выключателя, замыкающиеся в окончательной стадии процесса включения выключателя) контролируется реле KV (находится на щите РЗА в ОПУ .В сетях постоянного тока возможны замыкания на землю. Чаще всего это происходит в кабельных каналах открытого распределительного устройства.


М 1:100
Рисунок 11.3.1 Размещение единичных элементов в помещении АБ.


11.4 Расчёт электрического освещения
11.4.1 Поперечные сечения помещений.
Необходимо выполнить поперечные сечения помещений, для которых да-лее будут произведены расчеты освещения.
М 1:100
Рисунок 11.4.1.1 Поперечное сечение основного помещения АБ.
H=4500мм –высота помещения
hc= 500 мм –высота свеса светильников(от потолка до центра излучения)
hр=800 мм -высота рабочей поверхности
тамбур кислотная (дистилляторная)
М 1:100
Рисунок 11.4.1.1- Поперечные сечения вспомогательных помещений.
H=4500мм –высота помещения
hc= 500 мм –высота свеса светильников
hр=800 мм -высота рабочей поверхности
11.4.2 Общие требования
Нормы освещенности, ограничения слепящего действия светильников, пульсаций, освещенности и другие качественные показатели осветительных уста-новок, виды и системы освещения должны приниматься согласно требованиям [12] и другим нормативным документам, утвержденным или согласованным с Госстроем (Минстроем) РФ и министерствами и ведомствами Российской Феде-рации в установленном порядке. Светильники должны соответствовать требова-ниям норм пожарной безопасности [13].
11.4.3 Выполнение расчёта электрического освещения для помещения АБ.
(методом определения коэффициента использования светового потока ηи ),[14]
Размеры помещения : длина А = 10 м, ширина В = 5 м, высота Н = 4,5 м.
Коэффициент отражения: от потолка –
от стен -
от рабочей поверхности -
Расчёт производится для общего освещения, которое обеспечивает равно-мерную освещенность площади. Технические данные лампы накаливания БК-100 (биспиральная криптоновая)
Р = 100 Вт, Ф = 1400лм
Согласно [15] помещения аккумуляторных батарей, в которых произво-дится заряд аккумуляторов при напряжении более 2,3 В на элемент, относятся к взрывоопасным помещениям класса В-Iа. Следовательно, необходимо выбрать светильники взрывозащищённого исполнения В3Г-100М.
Согласно [12] для рассчитываемого помещения определяем нормирован-ную освещенность Ен ,лк и коэффициент запаса

Приняв высоту свеса светильника , высоту рабочей поверхности определяем расчётную высоту подвеса светильников.

Определяем индекс помещения

Согласно выбранного типа светильников и рассчитанного индекса поме-щения, из таблицы справочной книги [15],с. определяем коэффициент использо-вания светового потока:
ηи = 0,36
Рассчитываем требуемое количество источников света.

где Z=1,15 - коэффициент, характеризующий неравномерность освещён-ности.

Определим количество светильников – 8 шт.
Рассчитываем световой поток установки

Находим погрешность.


Светильники для вспомогательных помещений аккумуляторной выбираем того же типа и той же мощности.
Дальнейшие расчеты по освещению для остальных помещений аналогичны . Результаты расчетов сведены в таблицу 11.4.3.1.
Таблица 11.4.3.1 Расчет освещения для различных помещений АБ.
А,м В,м Н,м h,м i ηи n расч.,шт. n факт.,шт. P уст,кВт
Помещение АБ 10 5 4,5 3,7 0,9 0,34 7,9 8 0,8
Дистилляторная 4 2 4,5 3,7 0,4 0,17 2,5 4 0,4
Кислотная 4 2 4,5 3,7 0,4 0,17 2,5 4 0,4
Тамбур 2 2 4,5 3,7 0,3 0,17 1,3 1 0,1
Всего 10 7 4,5 17 1,7

М 1:100
Рисунок 11.4.1.2 План расстановки светильников в помещениях АБ.


11.5. Вентиляционная установка.
11.5.1 Расчёт и выбор мощности приводных электродвигателей для вен-тиляционной установки.
При зарядах аккумуляторных батарей за счет электролиза воды из элемен-тов выделяются водород и кислород. Пузырьки водорода и кислорода уносят с собой капельки электролита, и в аккумулятор¬ном помещении возникает серно-кислотный туман. Сернокислотный туман вредно действует на легкие, вызывает жжение в глазах и кашель. Нормами [17] пре¬дусматривается, чтобы концентрация серной кислоты в воздухе про¬изводственных помещений не превышала 1 мг/м3 объема помещения. Требуемая кратность воздухообмена составляет: λ= 6
Вентиляционные установки предприятий выполняются, обычно вентиля-торами центробежного типа. В качестве приводных электродвигателей выбирают асинхронные короткозамкнутые электродвигателя.
Расчёт мощности приводного электродвигателя.
м3/с, где V=A*В*H,м3- объем помещения, м3, [18] Q-производительность вентиляционной установки, м3/с

кВт [16, c.454]
где: - коэффициент запаса, выбираем Кз=1,3(т.к. помещение АБ - взрывоопасное категории В-1а), - напор (давление) воздуха
- кпд вентилятора, выбираем ηв=0,7(учет потерь в самом вен-тиляторе)
- кпд механической передачи, выбираем ηп=0,9

Для вентиляционной установки выбираем из соображений 100% резерви-рования 2 электродвигателя по 1,5 кВт каждый для приточной вентиляции (вен-тиляторы обычного исполнения) и 2 электродвигателя по 1,8 кВт каждый для вытяжной вентиляции (вентиляторы взрывобезопасного исполнения DKEX фирмы SystemAir)

Табл.11.5.1 Технические характеристики электродвигателей вентиляционной установки.
Тип
ЭД Рн, кВт nн, об\мин ηH
% COSφн Mmax/Mn Mпуск/Mn Iпуск/In
4А80В4У3 1,5 1415 77 0,83 2,2 2 5
DKEX355-6 1,8 840 78 0,85 2,1 2 5
11.5.2 Расчёт и выбор аппаратуры управления и защиты для схемы управления электродвигателями вентиляторов.
(формулы и методика из [18, c.27-29]) в скобках – расчет для DKEX
Для выбора аппаратуры управления находим номинальный и пусковой ток.
Расчёт номинального тока:

Расчёт пускового тока:

а) Выбор автоматического выключателя.
- по номинальному току контактов выключателя
Iа > Iн=3,57 А (3,7 А)
Выбираем Iа=25А
-по току теплового расцепителя:

Выбираем ближайшее большее табличное Iр.т.р.=4,5 А

-по току электромагнитного расцепителя:

Расчёт коэффициента электромагнитного расцепителя

Выбираем ближайший больший табличный коэффициент Кр.эр=7
Тогда ток электромагнитного расцепителя Iр.эр=7*Iр.тр= 7*4,5=31,5 А
Выбираем автоматический выключатель серии ВА51-31-1

Табл.11 Технические данные автомата ВА51-31-1
Тип
выключателя Номинальный ток,А Ток отсечки

Выключателя

Теплового расцепителя

ВА51-31-1 25 4,5 31,5

б) выбор пускателя.
По номинальному току потребителя выбираем ток контактов пускателя:
Iн=3,57 А (3,7 А)
Выбираем пускатель ПМЛ-122002 (Iк=10 А, нереверсивный, исполнение IP54,с одним нормально замкнутым и одним нормально разомкнутым кон-тактами)
в) выбор теплового реле
Выбираем тепловое реле РТЛ-100804 с пределами регулирования от 2.4 до 4,0 А (Проверка показывает, что в данный диапазон входит номинальный ток потребителя-3,57 А (3,7 А)).
Таким образом, для всех электродвигателей выбрана одинаковая аппаратура.

12.Экономическая часть проекта узловой подстанции.
Экономическая часть рассчитана по методике, изложенной в [19]
12.1 Расчет коэффициента цикличности.
Исходные данные приведены в таблицах 12.1.1 и 12.1.2
Таблица 12.1.1-Исходные данные
Наименование оборудования Мощность,кВт Количество,шт.
Трансформатор силовой ТДТН-63000-110\53\10 63000 2
Трансформатор силовой ТМ-100 100 2
Выключатель ВГБУ-110У1 UН=110 кВ 2
Выключатель ВБС -35III\25УХЛ1 UН=35 кВ 7
Выключатель ВБЧЭ-10-31,5 UН=10 кВ 14
Электродвигатель 4А80В4У3 1,5 20
Трансформаторы напряжения ЗНОМ-35 UН=35 кВ 2
Трансформаторы напряжения НАМИ-10 UН=10 кВ 2
Трансформаторы тока ТОЛ-10 кВ UН=10 кВ 28
Разъединитель РГН UН=35 кВ 24
Заземляющие ножи ЗН-10 UН=10 кВ 20
Предохранители ПКТ 101\10 IН=10 А 6
Аккумуляторная батарея СК-6 QН=216 А*ч 1

Таблица 12.1.2- Нормативы ремонтных работ
Наименование оборудования Мощность,
кВт Кол- во,
шт. Продолжительность

Ремонтный цикл,лет.
Межремонтный
период,мес. Межосмот-ровый
период,мес.
Трансформатор силовой 63000 2 12 36 1
Трансформатор силовой 100 2 12 36 1
Выключатель ВГБУ-110У1 UН=110 кВ 2 3 12 1
Выключатель ВБС -35III\25 UН=35 кВ 7 3 12 1
Выключатель ВБЧЭ-10-31,5 UН=10 кВ 14 3 12 1
Электродвигатель 1,5 20 12 12 -
Трансформаторы напряжения ЗНОМ-35 UН=35 кВ 2 3 12 1
Трансформаторы напряжения НАМИ-10 UН=10 кВ 2 3 12 1
Трансформаторы тока ТОЛ-10 кВ UН=10 кВ 28 3 12 1
Разъединитель РГН UН=35 кВ 24 4 12 1
Заземляющие ножи ЗН-10 UН=10 кВ 20 4 12 1
Предохранители ПКТ 101\10 IН=10 А 6 6 12 1
Аккумуляторная батарея СК-6 QН=216 А*ч 1 10 12 0,5

Таблица12.1.2 заполнена на основании данных из справочника Н.Н.Синягина «Система ППРЭО промышленных предприятий»

На основании данных таблицы 12.1.2 разрабатывается структура ремонт-ного цикла и заносятся в таблицу 12.1.3
Ремонтный цикл для трансформаторов:
Н-О1-О2-О3-О4-О5-О6-О7-О8-О9-О10-О11-О12-О13- О14-О15-О16-О17-О18-О19-О20-О21-О22-О23-О24-О25-О26- О27-О28-О29-О30-О31-О32-О33-О34-О35-Т1-О36-О37-О38- О39-О40-О41-О42-О43-О44-О45-О46-О47-О48-О49-О50-О51- О52-О53-О54-О55-О56-О57-О58-О59-О60-О61-О62-О63-О64- О65-О66-О67-О68-О69-О70-Т2-О71--О72-О73-О74-О75-О76- О77-О78-О79-О80-О81-О82-О83-О84-О85-О86-О87-О88- О89-О90-О91-О92-О93-О94-О95-О96-О97-О98-О99-О100-О101- О102-О103-О104-О105-Т3-О106-О107-О108-О109- О110-О111-О112-О113-О114-О115-О116-О117-О118-О119-О120-О121-О122-О123-О124-О125-О126-О127-О128-О129-О130-О131-О132- О133-О134-О135-О136-О137-О138-О139-О140-Кр
За 12 лет: 140 – осмотров; 3 – текущих ремонта; 1 – капитальный ре-монт.
Ремонтный цикл для электродвигателей:
Н-Т1-Т2-Т3-Т4-Т5-Т6-Т7-Т8-Т9-Т10-Т11-Кр
За 12 лет: 11 – текущих ремонтов; 1 – капитальный ремонт.
Коэффициент цикличности показывает, сколько ремонтов данного вида приходится на один год.
Трансформаторы: коэффициент цикличности осмотров

где: - количество осмотров за ремонтный цикл
- длительность ремонтного цикла, лет
Трансформаторы: коэффициент цикличности текущих ремонтов

Трансформаторы: коэффициент цикличности капитальных ремонтов

Электродвигатели: коэффициент цикличности текущих ремонтов

Электродвигатели: коэффициент цикличности капитальных ремонтов

Таблица 12.1.3-Структура ремонтного цикла и коэффициент цикличности
Наименование оборудования Структура ремонтного цикла Кол-во
ремон-тов коэффициент
цикличности
осмотры текущий
ремонт осмотры текущий
ремонт Капит.
ремонт
Трансформаторы силовые Н-О1÷О35-Т1-О36÷О70-Т2-О71÷О105-Т3-О106÷О140-КР 140 3 11,67 0,25 0,083
Выключатели Н-О1÷О11-Т1-О12÷О22-Т2-О23÷О33-КР 33 2 11 0,67 0,33
Электродвигатель Н-Т1÷Т11-КР 0 11 0 0,92 0,083
Трансформаторы напряжения Н-О1÷О11-Т1-О12÷О22-Т2-О23÷О33-КР 33 2 11 0,67 0,33
Трансформаторы тока Н-О1÷О11-Т1-О12÷О22-Т2-О23÷О33-КР 33 2 11 0,67 0,33
Разъединитель РГН Н-О1÷О11-Т1-О12÷О22-Т2-О23÷О33-Т3-О34÷О44-КР 44 3 11 0,75 0,25
Заземляющие ножи ЗН-10 Н-О1÷О11-Т1-О12÷О22-Т2-О23÷О33-Т3-О34÷О44-КР 44 3 11 0,75 0,25
Предохранители ПКТ 101\10 Н-О1÷О11-Т1-О12÷О22-Т2-О23÷О33-Т3-О34÷О44-Т4-О45÷О55-Т5-О56÷О66-КР 66 5 11 0,83 0,17
Аккумуляторная батарея СК-6 Н-О1÷О22-Т1-О23÷О44-Т2-О45÷О66-Т3-О67÷О88-Т4-О89÷О110-Т5-О111÷О132-Т6-О133÷О154-Т7-О155÷О176-Т8-О177÷О198-Т9-О199÷О220-КР 220 9 22 0,9 0,1

12.2 Расчет трудоемкости ремонтных работ Таблица 12.2.1 Нормативы трудоемкости ремонтных работ
Наименование оборудования Мощность,
кВт Кол- во,
шт. Трудоемкость, чел*час
Кап.
ремонт
Текущий
ремонт осмотры

Трансформатор силовой 63000 2 6000 1300 90
Трансформатор силовой 100 2 150 30 2
Выключатель ВГБУ-110У1 UН=110 кВ 2 40 15 3
Выключатель ВБС -35III\25 UН=35 кВ 7 30 10 1
Выключатель ВБЧЭ-10-31,5 UН=10 кВ 14 80 24 2
Электродвигатель 1,5 20 12 2 0
Трансформаторы напряжения ЗНОМ-35 UН=35 кВ 2 32 10 1
Трансформаторы напряжения НАМИ-10 UН=10 кВ 2 25 8 0,5
Трансформаторы тока ТОЛ-10 кВ UН=10 кВ 28 23 7 0,5
Разъединитель РГН UН=35 кВ 24 25 7 1
Заземляющие ножи ЗН-10 UН=10 кВ 20 25 7 1
Предохранители ПКТ 101\10 IН=10 А 6 4 2 1
Аккумуляторная батарея СК-6 QН=216 А*ч 1 460 90 9

Таблица12.2.1 заполняется на основании справочника Н.Н.Синягина «Система ППРЭО промышленных предприятий» 1987 г.
Расчёт трудоёмкости ремонтных работ для трансформаторов
Расчёт трудоёмкости: осмотров
где: - количество трансформаторов данных мощностей - нормативная трудоёмкость осмотров для данной мощности трансформатора
Расчёт трудоёмкости: текущих ремонтов

где: - нормативная трудоёмкость текущего ремонта данной мощности трансформатора.
Расчёт трудоёмкости: капитального ремонта

где: - нормативная трудоёмкость капитальных ремонтов данной мощ-ности трансформатора.
Остальные расчеты производим аналогичным образом и заносим в таблицу 12.2.2.
Таблица 12.2.2 Трудоемкости ремонтных работ
Наименование оборудования Мощность,
кВт Кол- во,
шт. Трудоемкость,чел*час

осмотры
Текущий
ремонт Кап.
ремонт.
Трансформатор силовой 63000 2 2100,6 650 996
Трансформатор силовой 100 2 46,68 15 24,9
Выключатель ВГБУ-110У1 UН=110 кВ 2 66 20,1 26,4
Выключатель ВБС -35III\25 UН=35 кВ 7 77 46,9 69,3
Выключатель ВБЧЭ-10-31,5 UН=10 кВ 14 308 225,12 369,6
Электродвигатель 1,5 20 - 36,8 19,92
Трансформаторы напряжения ЗНОМ-35 UН=35 кВ 2 22 13,4 21,12
Трансформаторы напряжения НАМИ-10 UН=10 кВ 2 11 10,72 16,5
Трансформаторы тока ТОЛ-10 кВ UН=10 кВ 28 154 131,32 212,52
Разъединитель РГН UН=35 кВ 24 264 126 150
Заземляющие ножи ЗН-10 UН=10 кВ 20 220 105 125
Предохранители ПКТ 101\10 IН=10 А 6 66 9,96 4,08
Аккумуляторная батарея СК-6 QН=216 А*ч 1 198 81 46
Итого 3533,28 1471,32 2081,34

Расчёт общей трудоёмкости ремонтных работ


где: = 10% - трудоёмкость внеплановых работ



12.3 Расчёт рабочих (электриков)
Таблица 12.3.1: Эффективный фонд времени работы рабочего в год
Показатели Единицы
времени Количество
Календарный фонд времени
Выходные в праздничные дни
Номинальный фонд времени
Планируемые невыходы:
А) очередной отпуск
Б) декретный отпуск
В) отпуск по учёбе
Г) выполнение гос. обязанностей
Д) дни болезни
Е) невыход с разрешения
администрации
Продолжительность рабочего дня
Эффективный фонд времени Дн
Дн
Дн
Дн
Дн
Дн
Дн
Дн
Дн
Дн
Дн
Час
Час 365
116
249
32
25
3
0,5
0,5
2
1
217
8
1736

Примечание: эффективный фонд времени в таблице 12.3.1рассчитан на 2010 г. Ежегодно он пересчитывается с учётом условий работы проектируемого цеха.
Расчёт электриков дневного персонала, для ремонта электрооборудования

где: - эффективный фонд работы рабочего в год (таблица 12.3.1)
- коэффициент, учитывающий % перевыполнения плана
Выбираем количество электриков –5 чел.
Расчёт дежурных электриков, для обслуживания электрооборудования
при непрерывном режиме работы подстанции

где: - количество смен.
Рассчитанное количество ремонтного и дежурного персонала распределя-ется в ведомости рабочих (таблица 12.3.2) по разрядам с учётом сложности ре-монтируемого оборудования.

 

Таблица 12.3.2: Ведомость рабочих.
профессия
разряд кол-во В т.ч. по сменам
1 2 3
электрик по ремонту эл. оборудования V I 1 1
электрик по ремонту эл. оборудования V 2 1
электрик по ремонту эл. оборудования IV 2 1 1
электрик по обслуживанию эл. оборудования VI 1 1
электрик по обслуживанию эл. оборудования V 1 1
электрик по обслуживанию эл. оборудования IV 1 1
электрик по обслуживанию эл. оборудования III 1 1
12.4 Расчёт фонда заработной платы.
Тарифная ставка для электриков:


Расчёт заработной платы для электрика (дневного) по ремонту элек-трооборудования:
Основной фонд заработной платы
Средняя тарифная ставка, рассчитанная в соответствии с разрядами ре-монтных электриков по ведомости рабочих (табель) и их количеством:


Основной фонд зарплаты:

Доплаты составляют 60 % от основного фонда заработной платы

Общий фонд заработной платы

Среднемесячная заработная плата

где: - количество электриков работающих в день
Начисление в фонд социального страхования. Составляет 37 % от общего фонда заработной платы

Расчёт заработной платы дежурных электриков:
Основной фонд заработной платы


где: - количество дежурных электриков данного разряда
Доплаты составляют 60 % от основного фонда заработной платы

Общий фонд заработной платы

Среднемесячная заработная плата

Начисление в фонд социального страхования. Составляет 37 % от общего
фонда заработной платы

Таблица 12.4.1: Сводная ведомость заработной платы
Категории
работников Основной фонд з/п
руб. Доплаты
руб. Общий фонд з/п
руб. Начисления в фонд
соцстраха
руб.
Ремонтный персонал

 


Дежурный персонал


 

 

 

 

13.Электробезопасность и охрана труда, защита окружающей среды при обслуживании электроустановок подстанции.
13.1 Основные меры защиты, обеспечивающие безопасность
электротехнического персонала и посторонних лиц
Для защиты электротехнического персонала и посторонних лиц от пора-жения электрическим током существуют организационные и технические меро-приятия.
К организационным мероприятиям следует отнести:
- любую работу или перечень работ необходимо оформлять нарядом или распоряжением,
- перед началом проведения работ необходимо получить допуск бригады или работника у лиц из числа оперативного или оперативно-ремонтного персона-ла,
- надзор наблюдающего за чёткость и полноту целевого инструктажа чле-нам бригады, а также за наличие технических мер безопасности на месте прове-дения работ;
- оформление перерыва в работе, перевода на другое место работы, окон-чание работы.
При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть в указанном порядке выполнены следующие технические мероприятия:
-произведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизволь-ного включения коммутационных аппаратов;
-на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммута-ционных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты;
-проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые впо-следствии должны быть заземлены для защиты людей от поражения электриче-ским током;
-установлено заземление (включены заземляющие ножи, а там, где они от-сутствуют, установлены переносные заземления);
-вывешены указательные плакаты «Заземлено», ограждены при необходи-мости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части, выве-шены предупреждающие и предписывающие плакаты.
Защитное заземление − одна из наиболее распространенных мер защиты в сетях с изолированной нейтралью напряжением до 1000 В и в сетях выше 1000 В вне зависимости от режима работы нейтрали источника питания.Защитным заземлением называется преднамеренное, с целью обеспечения электробезопасно-сти, соединение металлических частей электроустановки, нормально не находя-щихся под напряжением, с заземляющим устройством.
Зануление называется преднамеренное, с целью обеспечения электробезо-пасности, соединение металлических частей электроустановки (корпуса электро-оборудования, конструкции для прокладки кабелей, стальные трубы и др.), нор-мально не находящиеся под напряжением, с глухозаземленной нейтралью источ-ника питания с помощью нулевого рабочего или защитного провода.
13.2 Электрозащитные средства ( на основании [20])
Персонал, проводящий работы в электроустановках, должен быть обеспе-чен всеми необходимыми средствами защиты, обучен правилам применения и обязан пользоваться ими для обеспечения безопасности работ.
При работах следует использовать только средства защиты, имеющие мар-кировку с указанием завода-изготовителя, наименования или типа изделия и года выпуска, а также штамп об испытании.
Изолирующими электрозащитными средствами следует пользоваться только по их прямому назначению в электроустановках напряжением не выше того, на которое они рассчитаны (наибольшее допустимое рабочее напряжение), в соответствии с руководствами по эксплуатации, инструкциями, паспортами и т.п. на конкретные средства защиты.
Перед каждым применением средства защиты персонал обязан проверить его исправность, отсутствие внешних повреждений и загрязнений, а также прове-рить по штампу срок годности. Не допускается пользоваться средствами защиты с истекшим сроком годности.
Средства защиты делятся на:
-основные (изолирующие электрозащитные средства, изоляция которых длительно выдерживает рабочее напряжение электроустановки и которое позво-ляет работать на токоведущих частях, находящихся под напряжением) К основ-ным изолирующим электрозащитным средствам для электроустановок напряже-нием выше 1000 В относятся:
- изолирующие штанги всех видов;
- изолирующие клещи;
- указатели напряжения;
- устройства и приспособления для обеспечения безопасности работ при измерениях и испытаниях в электроустановках (указатели напряжения для про-верки совпадения фаз, клещи электроизмерительные, устройства для прокола кабеля и т.п.);
- специальные средства защиты, устройства и приспособления изолирую-щие для работ под напряжением в электроустановках напряжением 110 кВ и выше (кроме штанг для переноса и выравнивания потенциала).
-дополнительные (изолирующие электрозащитные средства, которое само по себе не может при данном напряжении обеспечить защиту от поражения электрическим током, но дополняет основное средство защиты, а также служит для защиты от напряжения прикосновения и напряжения шага) ,к дополнитель-ным изолирующим электрозащитным средствам для электроустановок напря-жением выше 1000 В относятся:
- диэлектрические перчатки и боты;
- диэлектрические ковры и изолирующие подставки;
- изолирующие колпаки и накладки;
- штанги для переноса и выравнивания потенциала;
- лестницы приставные, стремянки изолирующие стеклопластиковые.
К основным изолирующим электрозащитным средствам для электроуста-новок напряжением до 1000 В относятся:
- изолирующие штанги всех видов;
- изолирующие клещи;
- указатели напряжения;
- электроизмерительные клещи;
- диэлектрические перчатки;
- ручной изолирующий инструмент.
К дополнительным изолирующим электрозащитным средствам для элек-троустановок напряжением до 1000 В относятся:
- диэлектрические галоши;
- диэлектрические ковры и изолирующие подставки;
- изолирующие колпаки, покрытия и накладки;
- лестницы приставные, стремянки изолирующие стеклопластиковые.
При использовании основных изолирующих электрозащитных средств достаточно применение одного дополнительного, за исключением особо огово-ренных случаев. При необходимости защитить работающего от напряжения шага диэлектрические боты или галоши могут использоваться без основных средств защиты.
13.3 Оказание первой помощи при поражении электрическим током
(на основании [19])
Первая помощь при несчастных случаях от электрического тока состоит из двух этапов: освобождения пострадавшего от действия тока и оказания ему дов-рачебной медицинской помощи.
Освобождение пострадавшего от действия тока (то есть выключение его из цепи тока) можно произвести различными способами. Однако первым и основ-ным из этих способов является быстрое отключение той части электроустановки, которой касается пострадавший.
При освобождении пострадавшего в электроустановках выше 1000 В не-обходимо :
-надеть диэлектрические перчатки, боты или галоши;
-взять изолирующую штангу или изолирующие клещи;
- замкнуть провода 6-20 кВ накоротко методом наброса;
-оттащить пострадавшего за одежду не менее чем на 8 метров от места каса-ния проводом земли или от оборудования, находящегося под напряжением.
Нельзя приступать к оказанию помощи, не освободив пострадавшего от дей-ствия электрического тока. Оказывающий помощь должен принять соответ-ствующие меры безопасности, чтобы самому не оказаться в контакте с токо-ведущей частью, а также под шаговым напряжением.
Если пострадавший находится на высоте – главная задача - как можно бы-стрее спустить пострадавшего с высоты, чтобы приступить к оказанию помощи в более удобных условиях (на земле, на площадке)
При отсутствии сознания и пульса на сонной артерии, не теряя времени на определении признаков дыхания, уложить пострадавшего на ровную твердую поверхность, освободить грудную клетку от одежды и расстегнуть поясной ре-мень, прикрыть двумя пальцами мечевидный отросток, нанести удар кулаком по грудине, далее необходимо проверить пульс, при отсутствии которого начать непрямой массаж сердца.
Для этого необходимо расположиться сбоку от пострадавшего, сложенны-ми накрест ладонями осуществлять надавливания на грудную клетку пострадав-шего на глубину не менее 3-4 см с частотой 50-80 раз в минуту, зажав нос постра-давшего, запрокинуть его голову и сделать максимальный выдох в рот постра-давшего, желательно через марлю и т.п. Один спасатель выполняет 2 вдоха через 15 надавливаний, группа спасателей- 2 вдоха через 5 надавливаний.
В ходе выполнения реанимации необходимо постоянно следить за наличи-ем пульса, реакцией зрачков на свет. При возможности - поднять ноги пострадав-шему, приложить холод к голове. Комплекс мер проводить до прибытия вызван-ного ранее медперсонала.
При наличии пульса и отсутствии сознания - уложить пострадавшего на живот, периодически удаляя слизь изо рта, ожидать прибытия вызванного ранее медперсонала, можно приложить холод к голове.
В случае артериального кровотечения – прижать пальцами артерию, на-ложить жгут (не более 1 часа).При ожогах и ранах – наложить повязки, при пере-ломах-шины.
13.4.Защита окружающей среды.
Наличие в трансформаторах трансформаторного масла являет-ся вредным фактором для окружающей среды в случае его утечек, поэтому преду-смотрено наличие маслоприёмных ванн для этого оборудования и сборная ём-кость для масла за пределами ПС. В ходе ремонтов обязательным является сбор и утилизация промасленной ветоши. Для предотвращения возможной вероятности распространения пожара за пределы ПС предусматривается своевременное выка-шивание травы на ПС и специальная противопожарная полоса вокруг ПС. В по-следнее время многих подстанциях стали внедряться специальные биоакустиче-ские устройства, отпугивающие птиц. Является обязательным на подстанции наличие первичных средств пожаротушения. В представленном проекте, кроме этого предусмотрено наличие автоматического пожаротушения силовых транс-форматоров.
Заключение.
В представленной дипломной работе представлен проект подстанции 110\35\10, произведен расчет электрических нагрузок, построены необходимые графики нагрузок-суточный и годовой, определено время использования макси-мальной нагрузки, согласно расчетов выбраны два трансформатора ТДТН-63000-110\35\10.
Для выбора необходимого высоковольтного оборудования, а также для расчетов параметров релейной защиты произведены расчеты характеристик ко-ротких замыканий в пределах подстанции. На основании этих данных выбраны выключатели, разъединители на все рабочие напряжения подстанции.
Произведен расчет нагрузок собственных нужд подстанции, выбрано два трансформатора собственных нужд ТМ-100.Заземлящее устройство подстанции рассчитано из условий соответствия сопротивления устройства Правил Устрой-ства Электроустановок (должно быть не более 0,5 Ом), для защиты электрообору-дования от прямых ударов молнии рассчитана молниезащита (выбрано 4 молние-отвода).
Для защиты электрооборудования от действия токов короткого замыкания произведен расчет параметров релейной защиты трансформаторов, а именно продольной дифференциальной защиты, максимальной токовой защиты по сторо-нам напряжения 110,35,10 кВ с пуском по напряжению, защиты от перегрева трансформаторов, от перегрузки, блокировки РПН, приведено описание работы газовой защиты трансформатора и РПН. В работе приведено описание работы автоматического включения резерва (АВР), автоматического повторного включе-ния (АПВ), автоматической частотной разгрузки (АЧР).
В дипломной работе рассмотрены вопросы выбора и размещения электро-оборудования помещения аккумуляторной батареи. Рассчитаны параметры акку-муляторной батареи: выбрана батарея типа СК-6 (стационарная короткого разряда емкостью 216 А*ч из 120 элементов, полное напряжение батареи-264 В, напряже-ние основной группы элементов 220 В.Рассчитаны подзарядные агрегаты-ВАЗП-380\260-40\80-2 агрегата. Определена схема распределения постоянного опера-тивного тока на подстанции.
Произведен расчет электрического освещения основного и вспомогатель-ных помещений. Для освещения выбраны взрывозащищенные светильники ВЗГ-100М с лампами накаливания БК-100 в следующем количестве: для основного помещения-8 шт.; для вспомогательных помещений-9 шт., установленная мощ-ность освещения 1,7кВт, два светильника основного помещения выделено для аварийного освещения от отдельной системы питания.
Рассчитана вентиляционная установка, состоящая из 2 вентиляторов при-точной вентиляции с приводными электродвигателями 4А80В4У3(1,5 кВт,1500 об\мин) и 2 вентиляторов вытяжной вентиляции во взрывозащищенном исполне-нии той же мощности.
В работе освещены вопросы электробезопасности и охраны труда, ме-ры по охране окружающей среды.
Список использованной литературы
1.Рожкова Л.Д., Козулин В.С.Электрооборудование станций и подстанций. М.Энергия 1980 г.
2.Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. М.Высшая школа.1990 г.
3. Нормы технологического проектирования подстанций с высшим напряже-нием 35 - 750 кВ. - 3-е изд., Т.1. - М.: ВГПИ и НИИ Энергосетьпроект, 1991.
4.Неклепаев Б.Н., Крючков И.П.Электрическая часть электростанций и под-станций. Справочные материалы. М.,Энергоатомиздат,1989 г.
5.СТО 569147007-29.240.30.010-2008,Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. ОАО «ФСК ЕЭС» 2007 г.
6.ГОСТ 18397-86 Выключатели трехфазные переменного тока напряжением 6-750 кВ. Технические условия.М.1986г.
7.Шеховцов В.П. Расчет и проектирование схем электроснабжения. М.Форум-Инфра-М 2005 г.
8.Методические указания «По расчету и выбору уставок дифференциальной защиты силовых трансформаторов» Институт Сельпроект 1978 г.
9.Авербух А.М.Релейная защита в задачах с решениями и примерами. Л.Энергия,1975 г.
10. Защита трёхобмоточных понижающих трансформаторов (примеры расчёта): Составитель В.А. Попик. – Братск: БрИИ. – 2004.
11.РД 34.50.502-91 Инструкция по эксплуатации стационарных свинцово-кислотных аккумуляторных батарей. Минтопэнерго,1991 г.
12.СНИП 23-05-95 Естественное и искусственное освещение. М.1995
13.НПБ 249-97 Светильники. Требования пожарной безопасности. М.1997
14.Кнорринг Г.М. Справочная книга для проектирования электрического осве-щения. Энергия, Ленинград,1976 г.
15.Правила устройства электроустановок. – СПб.: Издательство ДЕАН, 2001.–
16. Зимин Е.Н. Электрооборудование промышленных предприятий и установок. Энергоиздат 1981 г.
17. СН-245-71 Нормы санитарные.М.1971
18.Дьяков В.И. Типовые расчеты по электрооборудованию. Высшая школа.1990
19. Межотраслевая инструкция по оказанию первой помощи при несчастных случаях на производстве. Министерство труда и социального развития РФ. - М.: ЗАО "Издательство НЦ ЭНАС", 2003 г.
20.Инструкция по применению и испытанию средств защиты, используемых в электроустановках. Минэнерго РФ.2006 г.
21. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок. ПОТРМ-016-2006 М.2006г.




Комментарий:

Дипломная работа отличная!


Рекомендовать другу
50/50         Партнёрка
Отзывы