Реконструкция внешнего электроснабжения организации

Министерство образования и науки Российской Федерации

Рубцовский индустриальный институт (филиал)

Федерального государственного бюджетного образовательного

учреждения высшего профессионального образования

«Алтайский государственный технический университет

им. И.И. Ползунова»

Факультет (институт) заочной формы обучения

Кафедра Электроэнергетики

Направление 140400 «Электроэнергетика и электротехника»

БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА

БР 13.03.02.24.000 ПЗ

Реконструкция внешнего электроснабжения организации

Студент группы ЭиЭ — 12 Линцов Евгений Игоревич

Руководитель работы И.С. Грищук

Консультант охрана труда и защита окружающей среды

Г.В. Плеханов

Консультант экономическая часть

А.Н. Татарникова

РУБЦОВСК 2015 г.

СОДЕРЖАНИЕ

• 1 ВВЕДЕНИЕ
• 1.1 Общая характеристика системы электроснабжения организации
• 2 ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ
• 2.1 Определение расчётных нагрузок
• 2.1.1 Выбор количества и мощности силовых трансформаторов
• 2.2 Выбор электрооборудования
• 2.2.1 Расчёт токов короткого замыкания
• 2.2.2 Выбор электрических схем первичных соединений подстанции
• 2.2.3 Выбор коммутационной аппаратуры
• 2.2.4 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
• 2.2.5 Выбор и проверка сборных шин
• 2.2.6 Система собственных нужд подстанции
• 3 ОХРАНА ТРУДА И ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
• 3.1 Требования к электротехническому персоналу
• 4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
• 4.1 Технико-экономический расчёт
• Заключение

						БР 13.03.02.24.000 ПЗ
Изм	Кол.уч	Лист	№док	Подпись	Дата
Разработал	Линцов Е.И..			ВВЕДЕНИЕ	Литера	Лист	Листов
Проверил	Грищук И.С.					У		2
					РИИ, гр. ЭиЭ-12
Н.контроль	Задоя Н.И.
Утвердил	Черкасова

1 ВВЕДЕНИЕ

1.1 Общая характеристика системы электроснабжения организации

Системы электроснабжения являются сложными объектами, все элементы которых участвуют в едином производственном процессе, основными специфическими особенностями которого являются непрерывность производства, быстротечность явлений и неизбежность повреждений аварийного характера. В системе электроснабжения осуществляется единый процесс производства, передачи, преобразования, распределения и потребления электрической энергии.

Федеральное государственное бюджетное учреждение Рубцовский индустриальный институт (филиал) Алтайского государственного технического университета им И.И. Ползунова (далее РИИ) находится в городе Рубцовске Алтайского края по адресу ул. Тракторная, 2/6. Институт состоит из пяти четырехэтажный учебных корпусов, студенческого общежития на 150 человек и отдельно стоящего спортивного комплекса. На территории института также находятся гаражи и склады.

Электроснабжение Рубцовского индустриального института осуществляется от от двухтрансформаторной подстанции ТП-117 6/0,4 кВ с трансформаторами мощностью 400 кВА по существующим кабельным линиям проложенным в земле в траншеях до вводных распределительных устройств.

По надежности электроснабжения согласно ПУЭ учебные корпуса А,Б,В,Г,Д и общежитие института относятся ко II категории. Столовая, спортивный комплекс, склады и гараж относятся к III категории.

Напряжение в точке подключения 380 В.

Конечной целью работы является разработка схемы электроснабжения, обеспечивающей экономичное, бесперебойное и качественное снабжение электроэнергией.

						БР 140211.15.000 ПЗ
Изм	Кол.уч	Лист	№док	Подпись	Дата
Разработал	Акимов Н.В.			ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ	Литера	Лист	Листов
Проверил	Татарникова					У		7
					РИИ, гр. ЭиЭ-21д
Н.контроль	Задоя
Утвердил	Черкасова

2 ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Определение расчётных нагрузок

Для начала проектирования системы электроснабжения необходимо определить расчетные электрические нагрузок.

Электрической нагрузкой называют мощность, потребляемую электроустановкой в установленный момент времени. Правильное определение электрических нагрузок является решающим фактором для всего последующего расчета и выбора элементов системы электроснабжения.

Электроосветительная нагрузка имеет максимум в вечерние часы, в осенние и зимние месяцы. Мощность, потребляемая электродвигателями, в различные часы суток меняется в зависимости от загрузки двигателей приводимыми станками и машинами, от числа смен режима рабочего дня на предприятии. Мощность, потребляемая бытовыми приборами и устройствами, также меняется в зависимости от времени суток, дней недели и сезона года.

Полная расчётная мощность одной отходящей линии определяется по формуле:

, (2.1)

где — максимальный ток каждой отходящей линии;

— номинальное среднее напряжение на стороне НН и СН, определяется из исходных данных.

.

Активная мощность одной отходящей линии находим по формуле:

, (2.2)

где — коэффициент мощности, для данной подстанции,

.

.

Полная мощность отходящих линий определяется:

; (2.3)

где n=11

.

Активная мощность отходящих линий определяется:

; (2.4)

где n=11

.

Полная расчетная мощность определяется:

, (2.5)

где — коэффициент несовпадения максимума нагрузки, определяется из таблицы 2.2.

Таблица 2.2 — Коэффициент несовпадения максимума нагрузки потребителей

Коэффициент	Количество присоединений n
	2-4	5-8	9-15	16-25	св.25
Кн.м	0,95	0,9	0,85	0,8	0,75

.

2.1.1 Выбор количества и мощности силовых трансформаторов

Согласно требованиям ПУЭ для электроснабжения потребителей I и II категории на подстанции рекомендуется устанавливать два и более трансформаторов. Для потребителей III категории возможна установка одного трансформатора.

Потребители проектируемой подстанции в основном I и II категории.

Выбор мощности силовых трансформаторов производится исходя из расчетной нагрузки подстанции , количества трансформаторов N и возможности обеспечения потребностей в послеаварийном режиме.

Выбор трансформаторов производится согласно новых требований по методике [6].

Исходными данными для выбора трансформаторов являются суточные графики нагрузки новых подстанций для характерных дней зимнего и летнего периодов, сезонные эквивалентные температуры охлаждающего воздуха.

Таблица 2.3 -Зимние суточные часовые графики активной и реактивной мощности

часы	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
P	6920	6920	6920	6990	7300	7500	7900	8200	8400	9970	10050	10100
Q	4290	4290	4290	4334	4526	4650	4898	5084	5208	6181	6231	6262
S	8142	8142	8142	8224	8589	8825	9295	9648	9883	11731	11825	11884
13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
10100	10050	10050	10050	10030	10100	10150	10190	10190	9900	9500	6900
6262	6231	6231	6231	6219	6262	6293	6318	6318	6138	5890	4278
11884	11825	11825	11825	11801	11884	11943	11990	11990	11648	11178	8119

Таблица 2.4 -Летние суточные часовые графики активной и реактивной мощности

часы	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
P	5420	5420	5420	5490	5800	6000	6400	6700	6900	7500	8000	8600
Q	3360	3360	3360	3404	3596	3720	3968	4154	4278	4650	4960	5332
S	6377	6377	6377	6460	6824	7060	7530	7883	8119	8825	9413	10119
13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
8600	8550	8550	8550	8530	8600	8650	8690	8500	8300	6000	5400
5332	5301	5301	5301	5289	5332	5363	5388	5270	5146	3720	3348
10119	10060	10060	10060	10036	10119	10178	10225	10001	9766	7060	6354

При отключении одного из двух трансформаторов всю нагрузку должен нести оставшийся в работе трансформатор, при этом часть времени суток этот трансформатор будет работать с перегрузкой. Длительность перегрузки может быть определена из эквивалентного по потерям двухступенчатого графика нагрузки. Построим график нагрузки трансформатора в зимние и летние характерные дни. Используем формулу:

(2.6)

В результате, получим графики, приведенные в табл. и на рис. 2.1 и 2.2. Там же отмечены среднесуточные значения нагрузки.

Для зимнего графика

Средняя нагрузка характерных зимних суток подстанции 10510,03 кВА.

Это график нагрузки с одним вечерним максимумом.

Выделим продолжительность ступени К2 для значений нагрузки, больших средней в период утреннего максимума.. Это 13 часов. Построим двухступенчатый график для К2 = Smax = 11990 кВА, а К1 как среднеквадратическое значение оставшейся нагрузки. Оно равно K1 = 8570 кВА.

Соотношение a + b = c + d: a + b = 1500 кВА; с + d = 1450 кВА.

Таким образом, эквивалентный график нагрузки ПС для зимнего характерного дня имеет большую ступень с мощностью 11990 кВА и продолжительностью 15 часов.

Рис.2.1- Графики активной, реактивной, полной мощности характерного зимнего дня

Для летнего графика

Средняя нагрузка характерных летних суток подстанции 8558,3 кВА.

Это график нагрузки с одним максимумом.

Выделим продолжительность ступени К2 для значений нагрузки, больших средней в период вечернего максимума.. Это 12 часов. Построим двухступенчатый график для К2 = Smax = 10225 кBA, a K1 как среднеквадратическое значение оставшейся нагрузки. Оно равно К1 =6805 кВА.

Соотношение a + b = c + d: а + b =1480 кВА; c + d = 1500 кВА.

Таким образом, эквивалентный график нагрузки ПС для летнего характерного дня имеет большую ступень с мощностью 10225 кВА и продолжительностью 14 часов.

Рис.2.2 — Графики активной, реактивной, полной мощности характерного летнего дня

По табл. 13. для эквивалентных температур зимнего -20 °С и летнего +20 °С и вида охлаждения трансформаторов:

Д (ON) коэффициенты перегрузки, соответственно 1,5 и 1,3;

По формуле для двух трансформаторов S.

(2.7)

при максимуме нагрузки зимой S = 11990 кВА и летом S = 10225 кВА определяем ориентировочную мощность трансформатора для зимнего и летнего дней. Имеем значения:

для Д (ON), соответственно 7,99 и 7,87 МВА;

Наименьшая подходящая номинальная мощность трансформатора 10 МВА.

(2.8)

где — коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме, рекомендуемый,

=0,65 — 0,75.

Определяем мощность трансформаторов для двух — и трехтрансформаторной подстанций.

На основании полученных расчетных величин, заданных значений напряжения, а также с учетом частичного или полного отключения потребителей III категории выбираю трансформаторы трехобмоточные по [6].

ТДТН -10000/110 У1 и ТМТН — 6300/110 У1.

Технические данные трансформаторов записываем в таблицу 2.3.

Таблица 2.5 — Технические данные трансформатора

Тип трансформатора	кол-во тр-ров	Sн.т МВА	Номинальные напряжения, кВ	Потери, кВт	Напряжения короткого замыкания, Uк.з %	Полная стоимость, т.руб
				Рх.х	Рк.з
ТДТН-10000/110У1	2	10	115/38,5/10,5	17	76	10,5	1587
ТМТН-63000/110У1	3	10	115/38,5/10,5	14	58	10,5	1384

Для послеаварийного режима оставшиеся в работе трансформаторы должны быть проверены на допустимую нагрузку в послеаварийном режиме:

. (2.9)

Для двухтрансформаторной подстанции:

.

Для трёхтрансформаторной подстанции:

.

Для обоих случаев это условие выполняется.

В послеаварийном режиме разрешается перегружать трансформатор на 30 % в течении 5 суток, если его нагрузка в нормальном режиме не превышала 0,93 паспортной мощности. Однако при этом необходимо применять средства для форсирования охлаждения и продолжительность перегрузки не должна превышать 6 часов в сутки.

Для принятия окончательного решения по количеству и мощности трансформаторов на подстанции необходимо произвести технико-экономическое сравнение вариантов, приведенное в экономической части работы.

2.2 Выбор электрооборудования

2.2.1 Расчёт токов короткого замыкания

Определение токов короткого замыкания необходимо для выбора электрических защитно-коммутационных аппаратов, кабельных линий, числа заземленных нейтралей в системе, проектирования и настройки релейной защиты и автоматики, выявления влияния высоковольтных линий электропередач на линии связи и сигнализации и других практических задач.

Схема замещения рис.2.1.

Расчет производим в именованных единицах.

Найдём максимальные и минимальные токи трёхфазного короткого замыкания на шинах высшего напряжения 110 кВ () , среднего напряжения 35 кВ () и низшего напряжения 10 кВ () в именованных единицах (амперах, и т. д.). Значения токов короткого замыкания в точке было взято в службе релейной защиты ЮЭС.

А;

А;

Среднее номинальное напряжение:=115 кВ;

Находятся параметры элементов схемы замещения:

Напряжение системы: = = 115 кВ;

Максимальное и минимальное сопротивления системы:

, Ом

Где I(3)к.з.=3417 / 2048 А.

Определяем сопротивления прямой последовательности:

Сопротивление трансформатора ТДТН-10000/110:

ХВ=142,2 Ом

ХС=0 Ом

ХН=82,7 Ом

После определения параметров элементов схемы замещения, схема замещения сворачивается относительно точки короткого замыкания, получается при этом суммарное максимальное и минимальное сопротивление электрической цепи.

XT.; (2.10)

Определяется максимальное и минимальное значение тока трёхфазного короткого замыкания на стороне СН (в точке К2,приведённое к ВН):

(А); (2.11)

Определяется максимальное и минимальное значение тока трёхфазного короткого замыкания на стороне НН (в точке К3,приведённое к ВН):

(А); (2.12)

Определяем токи к.з. на стороне СН и НН( с учетом РПН )::

(А); (2.13)

(А); (2.14)

Амплитудное значение ударного тока короткого замыкания находим по формуле:

, (2.15)

где — ударный коэффициент, для расчетов токов короткого замыкания в сетях напряжением выше 1000 В с преобладающим индуктивным сопротивлением можно принять Ку=1,8 [13].

По формуле (2.15) находим максимальный ударный ток в точках К1, К2 и К3:

;

;

2.2.2

2.2.3 Выбор электрических схем первичных соединений подстанции

Распределительным устройством называется электрическая установка, которая служит для приёма электроэнергии от генераторов станции или трансформаторов подстанции и распределения её по потребителям.

Наглядное представление о распределительном устройстве или установке в целом даёт электрическая схема.

Электрические цепи, по которым протекают рабочие токи нагрузки, относятся к схемам первичных соединений.

Контрольно-измерительные приборы, реле защиты и автоматики и соединения между ними относятся к схемам вторичных соединений.

Проектируемая подстанция является проходной с двумя подходящими линиями, двумя транзитными линиями 110кВ и двумя трансформаторами, то есть число присоединений к распределительному устройству высшего напряжения равно шести. На новой подстанции предлагается схема две системы шин с обходной системой. Это обеспечивает надежное электроснабжение потребителей и сохраняется возможность бесперебойного транзита электроэнергии через шиносоединительный выключатель при повреждении трансформатора. Обходной выкключатель дает возможность вывода в ремонт одного из выключателей присоединения [14].

Для распределительного устройства среднего и низшего напряжения выбираем одну рабочую секционированную систему сборных шин. Для ограничения токов короткого замыкания предусмотрена раздельная работа трансформаторов. Каждая секция шин получает питание от отдельного трансформатора. В нормальном режиме работы секционный выключатель отключен. Применение секционного выключателя обеспечивает автоматическое включение резерва (АВР), что позволяет использовать такую схему для потребителей любой категории надежности.

Однолинейная схема первичных соединений подстанции 110/35/10 кВ представлена в графической части дипломного проекта на листе 2.

Схема заполнения РУ 10 кВ и представлены в графической части дипломного проекта на листе 3.

2.2.4 Выбор коммутационной аппаратуры

Для выбора аппаратов и проводников необходимо определить по заданной схеме рабочие продолжительные токи, а также расчётные токи короткого замыкания в отдельных присоединениях. Расчётные величины сопоставляют с соответствующими номинальными параметрами аппаратов и проводников, выбираемых по каталогам и справочникам.

Различают токи нормального режима, при котором все присоединения находятся в работе и токи утяжелённого режима, при котором при ремонте или в послеаварийном режиме работы ток присоединения превышает ток нормального режима.

Результаты выбора коммутационных аппаратов для распределительных устройств высшего и низшего напряжения оформим в таблице.

Определим рабочий утяжеленный ток в послеаварийном режиме на стороне высшего напряжения.

Для определения тока шиносоединительного выключателя необходимо учитывать максимальную транзитную мощность (ЗС-31, перспективная новая ВЛ-110) передаваемую через данный выключатель.

Sтранз. max=50+16,681=65,22 МВА

; (2.16)

(А).

для вводного выключателя

; (2.17)

А.

Рабочий утяжеленный ток в послеаварийном режиме на стороне среднего напряжения:

для цепей ввода от силового трансформатора

А;

для секционного выключателя СН

; (2.18)

А;

для отходящих линии с наибольшей нагрузкой (ЗБ-375)

А;

Рабочий утяжеленный ток в послеаварийном режиме на стороне низшего напряжения:

для цепей ввода от силового трансформатора

А;

для секционного выключателя

А;

для отходящих линии с наибольшей нагрузкой (16-14)

А;

В таблицы 2.6 представлены результаты выбора коммутационных аппаратов высшего напряжения по [17].

Таблица 2.6 — Выбор коммутационных аппаратов для РУ ВН

Условия выбора	Расчётные величины	Выключатели	Разъединители
Uн ? Uс, кВ	110	110	110
Iн ? Iраб.ут, А	68,3/981,2	1250	1000
Iоткл ? I(3)к.max(к1), кА	3,4	40	—
iдин ? Iуд(к1), кА	8,7	80	80
Iтерм ? I(3)к.max(к1) кА	3,4	40	22
tк ? tр	2,5	3	3
Тип		ВГТ-110-40/1250	РНДЗ-1(2)-110/1000

К установке принимаем элегазовый выключатель ВГТ-110Б-25/1250У с пружинным приводом ПП и разъединители 3х полюсные типа РНДЗ-1(2)-110/1000У1 с одним или с двумя заземляющими ножами и приводом ПР-У1.

В таблицы 2.7 представлены результаты выбора коммутационных аппаратов среднего напряжения.

Таблица 2.7- Выбор коммутационных аппаратов для РУ СН

Условия выбора	Расчётные величины	Выключатели ввода, отх.ВЛ, секционный	Разъединители
Uн ? Uс, кВ	35	35	35
Iн ? Iраб.ут, А	214,70/68,7/107,3	630	1000
Iоткл ? I(3)к.max(к2), кА	1,2	12,5	—
iдин ? Iуд(к2), кА	3,13	32	63
Iтерм ? I(3)к.max(к2) кА	1,2	20	25
tк ? tр	2,5	4	4
Тип		ВГБЭ-35-630	РНДЗ-1(2)-35/1000У

К установке принимаем элегазовый выключатель типа ВГБЭ-35-630, комплектуется приводом ПЭМ-1 (электромагнитный привод с питанием электромагнитов и контактора от источника постоянного тока) с встроенными тансформаторами тока; разъединители трехполюсные типа РНДЗ-1(2)-35/1000У1 с одним или с двумя заземляющими ножами и приводом типа ПР-У1.

Для защиты изоляции от коммутационных и атмосферных перенапряжений применяем ограничители перенапряжений:

на стороне 110 кВ: ОПН -У — 110/77 УХЛ1 для защиты трансформаторов, электрооборудования распределительных устройств и аппаратов, ОПН -У — 110/56 УХЛ1 для защиты изоляции нейтрали силовых трансформаторов;

на стороне 35 кВ: ОПН -У — 35 для защиты трансформаторов, электрооборудования распределительных устройств и аппаратов;

на стороне 10 кВ: ОПН — КР/TEL -10 УХЛ1 для защиты воздушных линий.

В таблицы 2.8 представлены результаты выбора комплектных распределительных устройств низшего напряжения.

КРУ “Классика” серии D — 12P L предназначено для комплектования закрытых распределительных устройств напряжением 6(10) кВ трёхфазного переменного тока 50 Гц. Комплектные распредустройства комплектуются устройствами для защиты отходящих линий от токов перегрузки, от токов к.з., снижения или повышения напряжения, а также обеспечения непрерывности электроснабжения посредством применения устройств АПВ, АВР.

Таблица 2.8 — Выбор шкафов КРУ низшего напряжения

Условия выбора	Расчётные величины	Каталожные данные
Uн ? Uс, кВ	10	10
?, А	751,45	1600
?, А
Iоткл ? I(3)к.max(к3) , кА	129,68	630
iдин ? iуд(к3), кА
Iтерм ? I(3)к.max(32), кА	3,0	20
tт ? tф	7,6	51
Тип выключат.	Вакуумный ВВ-TEL
Тип шкафов	“Классика” серии D — 12P L У3

Таблица 2.9 — Выбор выключателей для РУ НН

Условия выбора	вводной	секционный	на отх.линии
	расч.	кат.	расч.	кат.	расч.	кат.
Uн ? Uс, кВ	10	10	10	10	10	10
Iн ? Iраб.ут, А	751,45	800	375,7	630	129,7	630
Iоткл ? I(3)к.max(к3), кА	3,0	12,5	3,32	8	3,32	12,5
iдин ? iуд(к3), кА	7,6	31,9	8,45	20,4	8,45	20,4
Iтерм ? I(3)к.max(к3), кА	3,0	12,5	3,32	8	3,32	8
tт ? tф	2	3	2	3	2	3
Тип	BB TEL-10-12,5/800У2	BB TEL-10-8/630У2	BB TEL-10-8/630У2

2.2.5 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Измерительным трансформатором тока называют трансформатор, предназначенный для преобразования тока до значения, удобного для измерения, и выполненный так, что вторичный ток с требуемой точностью соответствует первичному току (уменьшенному в Kн раз) как по модулю, так и по фазе.

Применение трансформаторов тока обеспечивает безопасность для людей, соприкасающихся с измерительными приборами и реле, поскольку цепи высшего и низшего напряжения разделены; позволяет унифицировать конструкции приборов для номинального тока 5 А, что упрощает их производство и снижает стоимость.

Под номинальным вторичным током трансформатора тока понимают ток, для которого предназначены приборы, подлежащие присоединению к его вторичной обмотке.

Отношение номинального первичного тока к номинальному вторичному току представляет собой номинальный коэффициент трансформации.

Трансформаторы тока на стороне высшего напряжения выбираются по номинальному току, напряжению и потребляемой нагрузке на вторичной обмотке, а так же проверяют на термическую устойчивость к токам короткого замыкания. В данном проекте к установке принимаем выносные трансформаторы тока марки ТГФ -110 -IIУ1 с классом точности 0,2S/0,2/0,5/5P/10P. Выбираем по [2].

Таблица 2.10 — Выбор трансформаторов тока на стороне ВН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uн?Uр,кВ	110	110
Iн?Iраб.утяж.,А	68,3	100
Iтерм?,кА	3,15	20
тип	ТГФ -110 -IIУ1

Таблица 2.11 — Выбор встроенных трансформаторов тока на стороне СН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uн?Uр,кВ	35	35
Iн?Iраб.утяж.,А	214,7/107,3	300/150
Iтерм?,кА	0,83	10
тип	ТВ35-IIУ2

Поскольку индуктивное сопротивление вторичных цепей мало, можно ограничиться подсчётом активных сопротивлений. Расчётная нагрузка складывается из суммарного сопротивления последовательно включённых приборов, соединительных

проводов и сопротивления контактных соединений.

. (2.19)

Сопротивление последовательно включённых приборов определяется по формуле:

, (2.20)

где — суммарная мощность токовых катушек всех последовательно включённых приборов, таблица 2.9.

На стороне ВН токи к.з. относительно небольшие, а сопротивление вторичной нагрузки при применении защит на микропроцессорной технике незначительное;

Для проектируемой подстанции расчётную нагрузку вторичных цепей трансформаторов тока и напряжения будем определять только для отходящих линий низшего напряжения. На этих линиях устанавливаются электронные счётчики активной и реактивной энергии СЭТ-4ТМ.02.2, а для измерения тока и напряжения в линиях используем устройство измерения, управления и защиты Sepam 1000+, основанное на микропроцессорной технологии.

Таблица 2.12 — Параметры приборов

Наименование прибора	фаза А	фаза С
Sepam 1000+	0,25 В·А	0,25 В·А
Счётчик СЭТ-4ТМ	2,0 В·А	2,0 В·А
	2,25 В·А	2,25 В·А

Ом.

Суммарное сопротивление контактов принимается равным 0,05 Ом.

В качестве соединительных проводов применяются контрольные кабели с медными жилами ( = 0,0184 Ом·мм2/м ) сечением 2,5 мм2. Расчётная длина соединительных проводов определяется с учётом схемы включения приборов. Так как в данном случае приборы включены по схеме полной звезды, то расчётная длинна равна: м;

Сопротивление проводов определяется по формуле:

;

Ом. (2.21)

Суммарное сопротивление будет равно:

Ом.

Определяем ожидаемую нагрузка по формуле:

; (2.22)

Вт.

Результаты выбора трансформаторов тока низшего напряжения представлены в таблице 2.13.

Трансформаторы тока компании Schneider Electric марок ARJP2, ARJP3 и AJPA1 (аналоги трансформаторов тока типа ТПОЛ и ТПЛ) полностью совместимы с цифровыми устройствами измерения и защиты, с целью облегчения определения характеристик точности, а так же подходят для комплектации ячеек КРУ “Классика” серии D -12P L, [17].

Таблица 2.13 — Технические характеристики трансформаторов тока низшего напряжения

Условия выбора	ввод	секц.выкл.	отх.линии №14,11
	расч.	кат.	расч.	кат.	расч.	кат.
Uн ? Uс, кВ	10	10	10	10	10	10
I1н ? Iраб.ут, А	751,45	800	375,72	400	129,7/105,1	300
iдин ? iуд(к3), кА	7,6	65	7,6	70	7,6	45
Iтерм ? I(3)к.max(к3), кА	2,98	19	2,98	19	2,98	14,5
Р2н ? Р2расч, Вт	5,15	15	5,15	15	5,15	15
КI	800/5	400/5	300/5
Класс точности	0,5	0,5	0,5
Тип	ARJA1 / N2J	ARJP3 / N2J	ARJP2 / N2J

Условия выбора	отх.линии № 4,16,12,1	отх.линии № 7,15,13,17,2
	расч.	кат.	расч.	кат.
Uн ? Uс, кВ	10	10	10	10
I1н ? Iраб.ут, А	2,7/6,8/34,1	100	31,4/48/31/93/59	100
iдин ? iуд(к3), кА	7,6	45	7,6	45
Iтерм ? I(3)к.max(к3), кА	2,98	14,5	2,98	14,5
Р2н ? Р2расч, Вт	5,15	15	5,15	15
КI	100/5	100/5
Класс точности	0,5	0,5
Тип	ARJР2/ N2J	ARJP2/ N2J

В нормальном режиме нагрузка трансформатора определяется потреблением присоединённых измерительных приборов и реле. Так как для нормальной и точной работы устройства измерения, управления и защиты Sepam+ требуются различные схемы соединения трансформаторов напряжения, будем использовать однофазные трансформаторы напряжения марки VRS3n/S2 со встроенными предохранителями (аналог трансформатора напряжения типа ЗНОЛ) компании Schneider Electric.

При определении расчётных вторичных нагрузок мощности катушек напряжения, присоединяемых приборов складываются отдельно по каждой фазе (таблица 2.14). Количество электрических счётчиков определяется исходя из числа отходящих линий, ввода, числа резервных ячеек, ячеек трансформаторов собственных нужд. Мощности, потребляемые нагрузками приборов, присоединенных к трансформаторам напряжения, определяем раздельно для аппаратов защиты и учета, так как выбранные трансформаторы напряжения имеют две вторичные обмотки, для раздельного присоединения устройств защиты и учета электроэнергии.

Трансформаторы напряжения устанавливаются на каждой секции сборных шин ЗРУ для присоединения двух вольтметров, счетчиков (вводных, отходящих линий и на трансформатор собственных нужд).

Таблица 2.14- Параметры приборов

Наименование прибора	АВ	ВС
Sepam 1000+	1,5	1,5
счётчик СЭТ — 4ТМ	152	152
S2расч, ВА	защита	1,5	1,5
	измерение	30	30

Потеря напряжения в проводах определяется по формуле:

; (2.23)

; (2.24)

А;

; (2.25)

Ом;

.

Результаты выбора трансформаторов напряжения оформим в табличной форме.

Обмотки однофазных трансформаторов напряжения марки VRS3n/S2 соединяем между собой по схеме . Соединение обмоток в неполный треугольник необходимо для контроля над состоянием изоляции.

Таблица 2.15 — Технические характеристики трансформаторов напряжения

Тип трансформатора	Номинальное напряжение	Класс точности	Номинальная мощность
	первичной обмотки, кВ	1-й вторичной обмотки, В	2-й вторичной обмотки, В		1-й вторичной обмотки (защита), ВА	2-й вторичной обмотки (измерение), ВА
VRS3n/S2	10	100	100	0,5	30	50

электроснабжение трансформатор ток напряжение

2.2.6 Выбор и проверка сборных шин

Сборные шины распределительных устройств, представляют собой неизолированные токоведущие проводники прямоугольного, круглого или профильного сечения. В закрытых распределительных устройств сборные шины выполняют из алюминиевых или медных полос прямоугольного, или профильного сечения. В помещениях распределительных устройств шины монтируются на специальных шинных полках или каркасах ячеек. Шины укладываются на опорных или проходных изоляторах на ребро или плашмя и закрепляются при помощи шинодержателей. Условия охлаждения шин, установленных на ребре, лучше, чем расположенным плашмя.

Сборные шины и вся ошиновка окрашивается эмалевыми красками в опознавательные цвета (фаза А — жёлтый, В — зелёный, С — красный; нулевые шины при незаземлённой нейтрале — белый, при заземлённой — чёрный). Окраска защищает шины от окисления и улучшает теплоотдачу с их поверхности. Выберим шины на напряжение 10 кВ.

Шины выбираются по длительно допустимому току:

;

Iраб.ут=751,45 А.

Выбираем медные однополосные шины прямоугольного сечения:

Ш марка шины МГТ;

Ш сечение одной полосы шины 606 мм;

Ш площадь поперечного сечения однополосной шины ;

Ш допустимый длительный ток А;

Ш допустимое механическое напряжение =180 МПа.

1. Шины проверяются на термическую стойкость:

. (2.26)

, (2.27)

где В — тепловой импульс;

С — коэффициент, характеризующий теплоотдачу, для медных шин, С=165А•с2/мм2;

, (2.28)

где — начальное действующее значение тока короткого замыкания, А;

— время отключения тока короткого замыкания, с.

А2·с;

мм2.

Условие выполняется .

2. Шины проверяются и на механическую прочность:

; (2.29)

Расчётное механическое напряжение определяется по формуле:

, (2.30)

где l — расстояние между изоляторами вдоль фазы, м (наибольшая ширина ячейки);

а — расстояние между осями шин смежных фаз, м (при расположении шин на ребре а=0,25+b);

-амплитудное значение тока короткого замыкания, А;

W — момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной направлению действия усилия для двухполосной шины, м3.

, (2.31)

где h — высота шины, м;

b — ширина шины, м.

м3;

а=0,25+0,016=0,266 м;

МПа;

Условие выполняется 180 МПа > 5,45 МПа.

Оба условия , выполняются, поэтому к исполнению принимаем медные однополосные шины марки МГТ прямоугольного сечения 606 мм одной полосы.

2.2.7 Система собственных нужд подстанции

Приемниками энергии системы собственных нужд подстанции являются электродвигатели системы охлаждения силовых трансформаторов, устройства обогрева приводов элегазовых выключателей и шкафов с установленными в них электрическими аппаратами и приборами, электрическое отопление и освещение, системы пожаротушения.

Наиболее ответственными приемниками являются приемники системы управления, телемеханики и связи, электроснабжение которых осуществляется или от сети переменного тока через стабилизаторы и выпрямители, или от независимого источника — аккумуляторной батареи.

Для электроснабжения потребителей собственных нужд подстанции предусматриваются трансформаторы с вторичным напряжением 380/220В. Они могут быть присоединены к сборным шинам распределительного устройства 10 кВ. Однако такая схема обладает недостатком, который заключается в нарушении электроснабжения собственных нужд при повреждениях в распределительных устройствах. Поэтому трансформаторы собственных нужд присоединяются к выводам низшего напряжения главных трансформаторов — на участке между трансформатором и выключателем.

Для проектируемой подстанции мощность трансформатора собственных нужд выбираем приблизительно равной 0,1% от Sт.ном [13]

; (2.32)

где Sт.ном — полная мощность силового трансформатора, кВА.

кВА.

Таблица 2.16- Технические характеристики ТСН

Тип трансформатора	Sном, кВА	Сочетание напряжений	Схемы соединения обмоток
		Uвн кВ	Uнн кВ
ТСЗН-25/10	25	10	0,4	Y/Yо

Для защиты трансформатора собственных нужд от перегрузки и токов КЗ применяется предохранитель типа ПКТ-101-10-3,2-12,5 У3, а для коммутационных операций выключатель нагрузки типа NAL -10/400 (аналог ВНР), компании “ABB“.

Питание двигателей завода пружин элегазовых выключателей ВГТ-110-II-40/2500 предусматривается на напряжение 380В со щита собственных нужд.

						ДП 140211.15.000 ПЗ
Изм	Кол.уч	Лист	№док	Подпись	Дата
Разработал	Акимов.			СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ	Литера	Лист	Листов
Проверил	Татарнокова					У
.					РИИ, гр. ЭиЭ-12 д
Н.контроль Н.контроль	Задоя
Утвердил	Черкасова

3 ОХРАНА ТРУДА И ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

3.1 Требования к электротехническому персоналу

Работники, принимаемые для выполнения работ в электроустановках, должны иметь профессиональную подготовку, соответствующую характеру работы. При отсутствии профессиональной подготовки такие работники должны быть обучены (до допуска к самостоятельной работе) в специализированных центрах подготовки персонала (учебных комбинатах, учебно-тренировочных центрах и т.п.).

Профессиональная подготовка персонала, повышение его квалификации, проверка знаний и инструктажи проводятся в соответствии с требованиями государственных и отраслевых нормативных правовых актов по организации охраны труда и безопасной работе персонала.

Проверка состояния здоровья работника проводится до приема его на работу, а также периодически, в порядке, предусмотренном Минздравом России. Совмещаемые профессии должны указываться администрацией организации в направлении на медицинский осмотр.

Электротехнический персонал до допуска к самостоятельной работе должен быть обучен приемам освобождения пострадавшего от действия электрического тока, оказания первой помощи при несчастных случаях.

Персонал, обслуживающий электроустановки, должен пройти проверку знаний «Межотраслевых правил по охране труда» и других нормативно-технических документов (правил и инструкций по технической эксплуатации, пожарной безопасности, пользованию защитными средствами, устройства электроустановок) в пределах требований, предъявляемых к соответствующей должности или профессии, и иметь соответствующую группу по электробезопасности.

Персонал обязан соблюдать требования «Межотраслевых правил по охране труда», инструкций по охране труда, указания, полученные при инструктаже.

Работнику, прошедшему проверку знаний по охране труда при эксплуатации

электроустановок, выдается удостоверение, в которое вносятся результаты проверки знаний.

Работники, обладающие правом проведения специальных работ, должны иметь об этом запись в удостоверении.

Под специальными работами, право на проведение которых отражается в удостоверении после проверки знаний работника, следует понимать:

Ш верхолазные работы;

Ш работы под напряжением на токоведущих частях: чистка, обмыв и замена изоляторов, ремонт проводов, контроль измерительной штангой изоляторов и соединительных зажимов, смазка тросов;

Ш испытания оборудования повышенным напряжением (за исключением работ с мегаомметром).

Перечень специальных работ может быть дополнен указанием работодателя с учетом местных условий.

Лица, не удовлетворяющие перечисленным требованиям, к работе по обслуживанию электрооборудования не допускаются.

До назначения на самостоятельную работу или перевода на другую работу, связанную с обслуживанием электроустановок, а также при перерыве в работе свыше 6 месяцев, оперативный и оперативно-ремонтный персонал обязан пройти производственное обучение на рабочем месте, для приобретения практических навыков, ознакомления с оборудованием, аппаратурой и изучить местные эксплуатационные инструкции.

Обучение персонала должно проводиться под руководством опытного работника, имеющего удостоверение на право обслуживания данной электроустановки и под контролем административно-технического лица, ответственного за ее эксплуатацию.

При обучении персонала должно быть достигнуто ясное понимание им изучаемых правил. Прикрепление обучаемого, к обучающему его работнику должно быть оформлено распоряжением. Обучаемый может производить оперативные переключения, осмотры или иные работы в электроустановках только с разрешения и под надзором обучающего лица. Ответственность за правильность действия обучаемого и

соблюдение им требований безопасности несет обучающий и обучаемый.

По окончании срока, обучаемый должен пройти непосредственно на рабочем

месте проверку знаний в квалификационной комиссии (с отнесением к определенной квалификационной группе 2—5) приобретенных практических навыков и знаний:

а) правил технической эксплуатации и правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок в объеме обязательном для данной должности, в том числе приемов освобождения пострадавшего и оказания первой помощи;

б) технического минимума по обслуживаемому оборудованию.

При положительном результате проверки знаний, прошедшему обучение и стажирование, выдается удостоверение на право работы в данной электроустановке.

После проверки знаний каждый работник оперативного и оперативно-ремонтного персонала должен пройти стажирование исполняющего обязанности по рабочему месту (дублирование продолжительностью не менее 2-х недель под руководством опытного работника), после чего лишь он может быть допущен к самостоятельной оперативной работе.

Для ремонтного персонала дублирование не требуется.

Допуск к стажировке и самостоятельному дежурству или самостоятельной работе в электроустановках оформляется специальным распоряжением.

При неудовлетворительной оценке знаний вновь принимаемому работнику может быть произведена повторная проверка не раньше чем через 2 недели. Если проверяемый вторично обнаружит неудовлетворительные знания, он по усмотрению квалификационной комиссии либо проходит дополнительный срок стажирования, либо переводится на другую работу.

Персонал, показавший неудовлетворительные знания при третьей проверке, не может допускаться к обслуживанию электроустановок.

Экзамены по проверке знаний электромонтеров проводятся 1 раз в год комиссией.

В соответствии с Правилами техники безопасности при работах в действующих электротехнических устройствах необходимо применять различные защитные средства, которыми называют переносные приспособления и приборы, служащие для защиты работающих от поражения электрическим током, действия электрической дуги и т. п.

К защитным средствам относят: изолирующие штанги и клещи, указатели напряжения и указатели напряжения для фазировки; изолирующие средства для ремонтных работ под напряжением выше 1000 В и слесарно-монтажный инструмент с изолирующими рукоятками; диэлектрические перчатки, боты, галоши, коврики, изолирующие накладки и подставки; переносные заземления; временные ограждения, предупредительные плакаты; защитные очки, рукавицы, противогазы, монтерские пояса, страховочные канаты, защитные каски.

Изолирующие защитные средства делятся на основные и дополнительные.

Основными называют такие средства, которые надежно выдерживают рабочее напряжение установки (ими можно касаться токоведущих частей, находящихся под напряжением).

Дополнительными называют такие средства, которые применяют вместе с основными, так как без них они не могут при данном напряжении обеспечить защиту работающих от поражения током. Дополнительными изолирующими средствами в установках напряжением до 1000 В и выше являются диэлектрические перчатки, боты, резиновые коврики, изолирующие подставки и изолирующие штанги.

Изолирующие штанги применяют для включения и отключения однополюсных разъединителей, а также для наложения переносных заземлений. Операции по переключениям и наложению переносных заземлений выполняют в диэлектрических резиновых перчатках. Изолирующие штанги могут быть универсальными, т. е. иметь сменные головки, предназначенные для выполнения различных функций.

Изолирующие клещи служат для установки и снятия трубчатых предохранителей, изолирующих колпаков и накладок. Работы клещами выполняют стоя на изолирующей подставке и в диэлектрических перчатках. По клейму на перчатках необходимо предварительно определить, соответствуют ли они напряжению данной установки, и проверить срок их последнего испытания (не должен превышать 6 мес.).

Монтерский инструмент с изолирующими ручками длиной не менее 100 мм используют при работах под напряжением до 1000 В совместно с диэлектрическими перчатками и галошами. Диэлектрические резиновые галоши отличаются от обычных тем, что они не имеют лакового покрытия.

Диэлектрические резиновые коврики и дорожки изготовляют двух видов: для

установок до 1000 В — толщиной 3-5 мм, а выше 1000 В — толщиной 7- 8 мм.

Изолирующая подставка представляет собой деревянную решетку на ребристых фарфоровых изоляторах СН-б.

Указатель напряжения предназначены для проверки наличия или отсутствия

напряжения на токоведущих частях электрических установок напряжением до и выше 1000 В. При приближении указателя к токоведущим частям, находящимся под напряжением, неоновая лампа от прохождения емкостного тока начинает светиться. Перед каждой проверкой отсутствия напряжения следует убедиться в исправности указателя, приблизив его к токоведущим частям, находящимся под напряжением. При работе с указателем напряжения необходимо пользоваться диэлектрическими перчатками. Проверять отсутствие напряжения следует на всех трех фазах.

Переносные заземления, ограждения и плакаты предназначены для защиты работающих на отключенном участке электрической установки.

Применяемые плакаты бывают стационарные и переносные и по назначению делятся на предупреждающие, запрещающие, предписывающие и указательные.

К предупреждающим относят следующие плакаты:

*«Высокое напряжение — опасно для жизни»,

*«Стой — напряжение»,

*«Под напряжением — опасно для жизни».

Запрещающими являются плакаты:

*«Не включать — работают люди»,

*«Не включать — работают на линии».

К предписывающим — «Работать здесь» и т.д.

Указательным плакатом являются — «Заземлено».

Переносные заземлители при отсутствии стационарных заземляющих ножей являются наиболее надёжным средством защиты при работе на отключённых участках оборудования или линии от ошибочного поданного или наведённого напряжения. Переносные заземлители состоят из штанги, проводов для заземления и закорачивания между собой токоведущих частей всех фаз установки, зажимов для закрепления заземляющих проводов на токоведущих частях и наконечник; или струбцины для присоединения к заземляющим проводникам или конструкциям. Допускается применение

переносного заземления бесштанговой конструкции.

Защитные ограждения применяются для предотвращения случайного приближения и прикосновения к токоведущим частям, находящимся под напряжением и расположенным в близи места работ. Защитные ограждения могут быть следующих видов: щиты (ширмы), изолирующие накладки, изолирующие колпаки.

Защитные средства перед применением осматривают и периодически испытывают:

Ш изолирующие штанги 1 раз в 2 года;

Ш указатели напряжения до 1000 В и выше;

Ш резиновые боты — 1 раз в 3 года;

Ш диэлектрические перчатки — 1 раз в 6 мес.;

Ш слесарно-монтажный инструмент с изолирующими рукоятками до 1000 В — 1 раз в год.

4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Технико-экономический расчёт

Наиболее экономичным решением электроснабжения является вариант, отвечающий техническим требованиям и имеющий наименьшие приведенные затраты.

Приведенные затраты определяются для изменяемой части сопоставляемых вариантов по выражению:

, (4.1)

где — нормативный коэффициент эффективности,

принимаемый в энергетике равным 0,15 по [13] ;

-единовременные капиталовложения, определяемые в сопоставимых ценах, тыс. руб., с учетом стоимости оборудования, монтажа и строительной части.

Величину капиталовложений определяют по сметам и типовым проектам. В дипломном проекте принимаю:

, (4.2)

где — стоимость одного трансформатора с учетом строительной части и монтажных работ;

— коэффициент, учитывающий стоимость коммутационных аппаратов и другого оборудования;

— количество трансформаторов.

Ежегодные издержки производства определяются:

, (4.3)

где — амортизационные отчисления;

— расходы на эксплуатацию;

— стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах рассматриваемого варианта;

— величина ущерба от недоотпуска продукции электрической энергии в часы максимальных нагрузок в послеаварийном и ремонтном режимах, тыс.руб (для вариантов отличающихся надежностью электроснабжения).

Амортизационные отчисления находятся по формуле:

, (4.4)

где — годовая норма амортизационных отчислений,

.

Расходы на эксплуатацию можно определить по формуле:

, (4.5)

где — нормативные отчисления;

.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах рассматриваемого варианта находим по формуле:

, (4.6)

где — стоимость 1 кВт максимальных активных потерь, ;

— стоимость 1 кВт потерь на холостом ходу, .

Стоимость одного кВт потерь определяют для каждой энергосистемы на основании действующих тарифов:

, (4.7)

, (4.8)

где — число часов использования максимума нагрузки предприятия,

=4300 час/год;

— годовое число включения трансформаторов,

=8760 час/год;

— основная ставка двухставочного тарифа,

=405,87 руб./(кВт•мес);

— дополнительная плата за потреблённую электроэнергию,

=0,63 руб./(кВт•час);

и определяется по прейскуранту «Тарифы на электрическую и тепловую энергию»;

— годовое число часов использования максимальных потерь, час/год.

Значение приблизительно можно определить по формуле:

; (4.9)

час/год.

По формулам (1.14) и (1.15) определяем соответственно стоимость 1 кВт максимальных активных потерь и потерь на холостом ходу:

;

.

Величина ущерба от недоотпуска продукции электрической энергии в часы максимальных нагрузок в послеаварийном и ремонтном режимах определится:

, (4.10)

где — удельная составляющая ущерба от недоотпуска электроэнергии в послеаварийном режиме, ;

— удельная составляющая ущерба от недоотпуска электроэнергии в ремонтном режиме, ;

— среднегодовая послеаварийно недоотпущенная электроэнергия, ;

-среднегодовая планово недоотпущенная электроэнергия, .

Среднегодовая послеаварийно недоотпущенная электроэнергия определяется по формуле:

, (4.11)

где коэффициент, учитывающий ограничения только в часы максимальных нагрузок;

— параметр потока отказов, ,

— время восстановления,

— величина недоотпуска мощности в часы максимальных нагрузок,

, (4.12)

где — доля нагрузки потребителей первой и второй категории в общей нагрузке подстанции;

— коэффициент максимальной перегрузки трансформатора,

— коэффициент активной мощности,

.

Среднегодовая планово недоотпущенная электроэнергия определяется по формуле:

, (4.13)

где — коэффициент, учитывающий ограничения только в часы максимальных нагрузок,

— частота планового ремонта, ,

— продолжительность планового ремонта, ,

Для двухтрансформаторной подстанции выбираем к установке трансформаторы типа ТДТН — 10000/110У1, стоимость каждого трансформатора 1587 тыс.руб.

По формуле (2.9) определяем величину капиталовложений:

тыс.руб.

Далее по формулам находим соответственно величину амортизационных отчислений, расходы на эксплуатацию, стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах и величину ущерба от недоотпуска электрической энергии:

тыс.руб;

тыс.руб;

тыс.руб.

, .

Так как , то ущерб от недоотпуска электрической энергии в послеаварийном и ремонтном режимах равен нулю ( ) , потому что потребители первой и второй категорий не теряют питания.

Ежегодные издержки производства определяются:

тыс.руб.

Приведенные затраты определяются для изменяемой части сопоставляемых вариантов по формуле (1.8):

тыс.руб.

Для трёхтрансформаторной подстанции выбираем к установке трансформаторы типа ТМТН — 6300/110У1, стоимость каждого трансформатора 1354 тыс.руб.

тыс.руб.

тыс.руб;

тыс.руб;

тыс.руб;

, ;

Так как , то ( ).

тыс.руб;

тыс.руб.

Принимаем к исполнению двухтрансформаторную подстанцию с трансформаторами ТДТН-10000/110 У1 так как она имеет меньшую величину приведённых затрат.