Диплом №3316 Электроснабжение курортной зоны в районе города Чебаркуля

Аннотация

Электроснабжение курортной зоны в районе города Чебаркуля. Челябинск ЮУрГУ ЭТФ 88 страниц 15 иллюстраций. Библиография литературы — 12 наименований, 7 листов чертежей ф. А1.

В данном дипломном проекте был рассмотрен вопрос электроснабжения курортной зоны в районе города Чебаркуля. В ходе проектирования был проведен за счет нагрузок. Выбрано оборудование на питающей ПС «Курортная». Произведен технико-экономический расчет линий 10 кВ и выбрана наиболее эффективная схема электроснабжения. Рассчитаны линии 10 кВ с применением нового вида проводов СИП3. Произведен расчет и установка совершенно нового, ранее неиспользовавшегося оборудования, реклоузеров РВА/TEL также был произведен расчет уставок защит ВЛ 10 кВ. Выбрана схема и посчитано оборудование 0,4 кВ для п/л «Федя Горелов». В разделе по экономике составленна локальная смета на реконструкцию ВЛ «Еловое» и ВЛ «Гранит» в которую включены монтажные работы и стоимость оборудования.

Все принятые проектные решения и выбранное оборудование гарантируют надежное электроснабжение потребителя согласно присвоенной ему категории надежности.

.

Оглавление

Введение 4

1 Сравнение отечественных и передовых зарубежных технологий и решений 5

2 Расчет электрических нагрузок базы отдыха «Федя Горелов» 6

3 Выбор величины питающего напряжения 7

4 Выбор мощности трансформатора 8

5 Проверка трансформаторов на систематическую перегрузку 10

6 Выбор ТП туристических баз 10

7 Технико-экономическое сравнение вариантов внутренней схемы электроснабжения 11

7.1 Вариант №1Электроснобжения курортной зоны 13

7.2 Вариант №2 Электроснабжение курортной зоны 15

7.3 сравнение полученных этих вариантов 17

8 Выбор числа и мощности Силовых трансформаторов на ГПП 20

9 Расчет токов КЗ 22

10 Выбор электрооборудования схемы внешнего электроснабжения 26

10.1 Выбор выключателей 110 кВ 26

10.2 Выбор разъединителей 110 кВ 28

10.3 Выбор и проверка выключателей на вводе ГПП 29

10.4 Выбор трансформатора тока на каждом присоединении 29

11 Выбор оборудования на низкой стороне 30

11.1 Выбор трансформаторов собственных нужд главной понизительной подстанции 30

11.2 Выбор типа распределительных устройств на низкой стороне главной понизительной подстанции, выключателей, трансформаторов тока и напряжения 30

11.3 Выбор выключателей напряжением 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения и соответствующих трансформаторов тока 33

12 Выбор аппаратуры на ВЛ 10кВ 34

12.1 Выбор разъединителей 35

12.2 Выбор проводов на отпайки до ТП 36

12.3 Выбор ТП 10/0,4 кВ 37

13 Выбор аппаратуры 0,4 кВ 40

13.1 Расчет кабельных линий 0,4 кВ 40

Область применения 40

Конструкция 40

Условия эксплуотации и технические характеристики 40

13.2 Выбор аппаратуры защиты кабельных линий 0,4 кВ 40

14 Реклоузер вакуумный РВА/TEL-10-12,5/630 40

15 Релейная защита и автоматика линий 10 кВ 40

15.1 Блок микропроцессорной релейной защиты SMPR-1 40

15.2 Расчет первой ступени МТЗ без выдержки времени (токовая отсечка) 40

15.3 Расчет второй ступени МТЗ с выдержкой времени 40

16 Методика расчета эффективности внедрения реклоузеров 40

17 Локальные сметные расчеты (сметы) 40

18 Безопасность жизнедеятельности на ГПП 40

18.1 Основные габариты и разрывы, обеспечивающие безопасность работ на ОРУ 110 кВ 40

18.2 Основные требования к установке трансформаторов 40

18.3 Мероприятия, обеспечивающие возможность безопасного осмотра высоко расположенных токоведущих частей 40

18.4 Проходы и проезды на ОРУ 40

18.5 Требования к устройству дверей ЗРУ и оснащению их замками 40

18.6 Молниезащита ОРУ ГПП 40

18.7 Пожарная безопасность 40

Заключение 40

Библиографический список 40

Внимание!

Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ работы №3316, цена оригинала 1000 рублей. Оформлена в программе Microsoft Word.

Оплата. Контакты.

Введение

Развитие энергетики нашей страны в программе экономического подъема и развития Российской Федерации, которая предусматривает проведение в жизнь активной энергосберегающей политики на базе ускорения научно-технического прогресса во всех звеньях народного хозяйства. На сегодняшний день, когда экономика нашей России имеет тенденцию к снижению должного уровня, идет развитие новых технологических решений, которые возможно помогут решить задачи высокого уровня развития экономики. Электрификация народного хозяйства России развивается по пути разработки и внедрения электроустановок с использованием современных высокоэффективных электрических машин и аппаратов, линий электропередач, разнообразного электротехнологического оборудования, средств автоматики и телемеханики. Поэтому наметилась тенденция к снижению энергопотребления и потерь электроэнергии у потребителей. В нашей стране создан мощный высокоэффективный топливно-энергетический комплекс, экономное и рациональное использование которого должно обеспечивать успешное решение народнохозяйственных планов.

В области энергоснабжения потребителей эти задачи предусматривают повышение уровня проектно-конструкторских разработок, внедрения высоконадежного электрооборудования, снижение непроизводительных расходов электроэнергии при ее передаче, распределении и потреблении. Безопасная и безаварийная эксплуатация систем энергоснабжения и многочисленных электроприемников ставит перед работником электрохозяйств разносторонние и сложные задачи, по охране труда и технике безопасности.

Учитывая экономический спад производства, а также с развитием и усложнением структур систем энергоснабжения, возрастают требования к экономичности и надежности, с внедрением современной вычислительной техники, требуются не только специальные, но и широкие экономические знания. Развитие рыночной экономики заставляет повышать интерес к изучению и использованию экономических моделей и методик в сфере энергетики.

В предлагаемом вниманию дипломном проекте сделана попытка обобщить имеющиеся знания и изложить теоретические и практические вопросы инженерными методами, которые основаны на достижениях различных отраслей знаний, для реализации которых требуются минимальные затраты времени у проектировщика при их усвоении и использовании.

К III категории относятся здания, жилые дома, магазины, туристические базы, санатории, наружное освещение. Для электроприемников III категории допустимы перерывы в электроснабжении на время, необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не более суток.

1 Сравнение отечественных и передовых зарубежных технологий и решений

На сегодняшний день в области энергетики мы можем наблюдать качественное развитие технологий и методических решений направленных на улучшение качества электроснабжения потребителей. Многие технические решения и методы заимствуются у зарубежных стран, так как на сегодняшний день во многих странах Северной Америки и Западной Европы электроэнергетика завита значительно лучше. К примеру, во многих странах с развитой энергетикой, отсутствует оперативный персонал как класс. Это связано с тем, что глубоко внедрена автоматизация процессов. Все оперативные переключения производятся автоматически, без участия человека. Защиты линий и оборудования выполняются на цифровых устройствах имеющих связь с центральным (головным) звеном. Данная тенденция наблюдаются и в отечественной энергетике, внедряется новое оборудование, выполненное по международным стандартам и не чем не уступающее зарубежным аналогам. Для примера такого оборудования можно привести реклоузер РВА/TEL выпускаемый фирмой «Таврида электрик». Это вакуумный выключатель предназначенный для оперативных переключений в линиях 6-10 кВ и имеет широкий спектр возможностей. Эта аппаратура только начинает внедряться, но уже очень хорошо себя зарекомендовала и можно прогнозировать ее дальнейшее распространение на рынке. В Соединенных штатах аналогичная аппаратура вводится уже давно и за это время стала неотъемлемой частью энергосистемы. Что позволило им в свою очередь отказаться от оперативного персонала, в пользу автоматизации процессов и устранения человека от оперативных переключений.

Сравнивая пути развития отечественной и зарубежной электроэнергетики, можно с уверенностью сказать, что данный вид аппаратуры будет и дальше успешно внедряться.

2 Расчет электрических нагрузок базы отдыха «Федя Горелов»

На территории базы имеются жилые дома с электрическим отоплением, в связи с этим проводим расчетную электрическую нагрузку квартир повышенной комфортности по проекту внутреннего электрооборудования квартиры (здания) в зависимости от набора устанавливаемых приборов и режима их работы. Расчет нагрузки дома сводим в приложение 1.

Номинальная расчетная мощность трехфазных электроприемников [6]:

,

(1)

где – номинальная мощность одного электроприемника, кВт; – число электроприемников.

Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену:

,

(2)

где – коэффициент использования по активной мощности.

Средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену:

,

(3)

где – коэффициент реактивной мощности.

Эффективное число электроприемников определяем по формуле (4) в случае, когда расчетный [6]:

,

(4)

где — номинальная мощность i-го электроприемника.

Расчетные мощности и определяются по формулам: [6]

,

(6)

,

(7)

где – расчетный коэффициент активной мощности, определяется по справочным материалам ;

– расчетный коэффициент реактивной мощности: [6]

,

(8)

Полная расчетная нагрузка группы 3-х фазных электроприемников определяется из выражения:

,

(9)

Расчетный ток:

,

(10)

где — номинальное напряжение сети.

Среднее значение коэффициента использования[6]:

,

(11)

Результаты расчетов по формулам (1) – (11) приведены в приложении 1 – Расчет дома.

Расчетные значения , , , используются в дальнейшем для выбора силовых понижающих трансформаторов, а так же коммутационной аппаратуры и питающих линий.

Расчет нагрузок остальных домов производится аналогичным методом, поэтому в последующею таблицу 2. На территории базы также имеется насосная, административное здание и проведено уличное освещение. Данные объекты уже ранее существовали, поэтому нам известна их расчетная мощность, внесем их также в таблицу 2.

3 Выбор величины питающего напряжения

Согласно ПУЭ для городской питающей сети целесообразно применять систему электроснабжения напряжений 110-35/10/0,4 кВ.

В качестве основного для городской питающей среды принимается 10 кВ, которое характеризуется меньшими капиталовложениями и потерями в сетях по сравнению с системой 6 кВ. [10]

Городские электрические сети напряжением 10 кВ выполняются трехфазными с изолированной нейтралью.

Для распределительной сети низкого напряжения основным напряжением является 380/220 В, сеть выполняется четырехпроходной с глухозаземленной нейтралью. [10]

4 Выбор мощности трансформатора

Согласно ПУЭ электроприемники II категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады [10].

Согласно ПУЭ электроприемники третьей категории могут питаться от одного источника питания. Допустимы перерывы на время, необходимое для подачи временного питания, ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, но не более чем на одни сутки. [10]

Для выбора мощности трансформаторов определяется максимальная полная мощность, приходящаяся на ТП:

,

(12)

где Pр л – суммарная активная мощность, кВт;

cosφср.взв – средневзвешенное значение cosφ, который определяется через tg φср.взв [6]:

(13)

Мощность одного трансформатора определяется по формуле(14):

(14)

где К3прин- принимаемый коэффициент загрузки трансформатора,

К3 прин.=0,9

По определенной мощности трансформатора находится ближайшая стандартная мощность трансформатора Sном и выбирается тип трансформатора. Выбранные трансформатор повторяется по действительному коэффициенту загрузки формула (15):

(15)

K3дейст≤К3прин

Таблица 2 – Нагрузка домов

Название Ррас Qрас cos(φ) tg(φ)

Дом №1 91,52 18,58 0,98 0,203

Дом №2 91,52 18,58 0,98 0,203

Дом №3 41,1 8,34 0,98 0,203

Дом №4 76,2 15,47 0,98 0,203

Дом №5 52,4 10,64 0,98 0,203

Дом №6 52,4 10,64 0,98 0,203

Дом №7 52,4 10,64 0,98 0,203

Дом №8 52,4 10,64 0,98 0,203

Дом №9 26,64 5,4 0,98 0,203

Дом №10 41,1 8,34 0,98 0,203

итого по домам: 577,68 117,27

Насосная 8,97 6,3 0,8 0,750

Административный дом 11,8 2,4 0,98 0,203

Уличное освещение 5,12 2 0,9 0,484

Итого: 603,57 127,97 0,97 0,225

Расчетная электрическая нагрузка линии до 1 кВ при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений), Рр.л , кВт, определяется по формуле

(16)

где Рзд.max — наибольшая нагрузка здания из числа зданий, питаемых по линии, кВт; Рздi, — расчетные нагрузки других зданий, питаемых по линии, кВт; kyi — коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников [7].

Pр л=577,7+8,97*0,7+11,8*07+5,12=597,36кВт

Мощность одного трансформатора:

Принимаем один трансформатор типа ТМ-800/10/0,4 кВ

Sнт=800 кВА

Проверяем выбранный трансформатор по действительному коэффициенту загрузки:

5 Проверка трансформаторов на систематическую перегрузку

Систематическая перегрузка трансформатора допустима за счет неравномерности нагрузки его в течении суток (года). Определяется коэффициент перегрузки К*нт трансформаторов [6]:

(17)

Если К*нт≥1, то трансформаторы не испытывают систематической нагрузки и проверка не требуется /7/.

1,17>1

Проверка трансформаторов на систематическую перегрузку не требуется

6 Выбор ТП туристических баз

Для остальных объектов курортной зоны возьмем уже посчитанную расчетную нагрузку. Подставив значения в таблицу 3, найдем номинальную мощность ТП и соответствующие коэффициенты. Расчеты проводим по формулам представленным выше.

Найдем потери активной мощности в трансформаторах [4]:

(18)

где N – число ТП;

Кз норм – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;

ΔРхх – потери холостого хода в трансформаторе, кВт;

ΔРкз – потери короткого замыкания, кВт.

Таблица 3 – Мощность ТП

№ КТП Название Категория Рр Cos Sпол Кзприн Sтр.расч Sтр.ном кол-во тр Кздейст Кнт Рхх, кВт Ркз,кВт Iхх ,% Uкз,% ∆Ртр ,кВт

1 Жилые дома 3 300 0,97 309 0,9 344 400 1 0,86 1,16 1,15 4,3 2,1 6 4,3

2 б.о Чел. Мед. Инст 3 120 0,97 124 0,9 137 160 1 0,86 1,16 0,55 2,5 3,1 8 2,4

3 пансионат «Гранит» 3 300 0,97 309 0,9 344 400 1 0,86 1,16 1,15 4,3 2,1 6 4,3

4 3 188 0,97 194 0,9 215 250 1 0,86 1,16 0,74 3,7 2,3 4,5 3,5

5 3 188 0,97 194 0,9 215 250 1 0,86 1,16 0,74 3,7 2,3 4,5 3,5

6 3 188 0,97 194 0,9 215 250 1 0,86 1,16 0,74 3,7 2,3 4,5 3,5

7 Сан. Кисегач 2 375 0,97 387 0,9 430 250 2 0,86 1,16 0,74 3,7 2,3 4,5 6,9

№ КТП Название Категория Рр Cos Sпол Кзприн Sтр.расч Sтр.ном кол-во тр Кздейст Кнт Рхх, кВт Ркз,кВт Iхх ,% Uкз,% ∆Ртр ,кВт

8 2 150 0,97 155 0,9 172 100 2 0,86 1,16 0,35 1,9 4 10 3,5

9 2 945 0,97 974 0,9 1082 630 2 0,86 1,16 1,31 7,6 2 5,5 13,8

10 «Сосновая Горка» 2 945 0,97 974 0,9 1082 630 2 0,86 1,16 1,31 7,6 2 5,5 13,8

11 3 120 0,97 124 0,9 137 160 1 0,86 1,16 0,55 2,5 3,1 8 2,4

12 3 945 0,97 974 0,9 1082 630 2 0,86 1,16 1,31 7,6 2 5,5 13,8

13 3 188 0,97 194 0,9 215 250 1 0,86 1,16 0,74 3,7 2,3 4,5 3,5

14 3 128 0,97 132 0,9 147 160 1 0,92 1,09 0,55 2,5 3,1 8 2,6

15 п/л лесная сказка 3 570 0,97 588 0,9 653 800 1 0,82 1,23 1,9 7,6 1,5 4,4 7,0

16 п/л уральские зори 3 570 0,97 588 0,9 653 800 1 0,82 1,23 1,9 7,6 1,5 4,4 7,0

17 лес-хоз 3 120 0,97 124 0,9 137 160 1 0,86 1,16 0,55 2,5 3,1 8 2,4

18 п/л Искра 3 188 0,97 194 0,9 215 250 1 0,86 1,16 0,74 3,7 2,3 4,5 3,5

19 п/л Голубой огонек 3 75 0,97 77,3 0,9 86 100 1 0,86 1,16 0,35 1,9 4 10 1,8

20 б.о. ЧТЗ Лесная 3 120 0,97 124 0,9 137 160 1 0,86 1,16 0,55 2,5 3,1 8 2,4

21 сан. Еловое 3 300 0,97 309 0,9 344 400 1 0,86 1,16 1,15 4,3 2,1 6 4,3

22 3 300 0,97 309 0,9 344 400 1 0,86 1,16 1,15 4,3 2,1 6 4,3

23 3 300 0,97 309 0,9 344 400 1 0,86 1,16 1,15 4,3 2,1 6 4,3

24 2 375 0,97 387 0,9 430 250 2 0,86 1,16 0,74 3,7 2,3 4,5 6,9

25 2 375 0,97 387 0,9 430 250 2 0,86 1,16 0,74 3,7 2,3 4,5 6,9

26 Б.о. ЧМЗ 3 188 0,97 194 0,9 215 250 1 0,86 1,16 0,74 3,7 2,3 4,5 3,5

27 п/л Ф. Горелов 3 597 0,97 615 0,9 684 800 1 0,85 1,17 1,9 7,6 1,5 4,4 7,5

Итого: 9158 144

7 Технико-экономическое сравнение вариантов внутренней схемы электроснабжения

В этом разделе проведем техника экономическое сравнение двух вариантов электроснабжения курортной зоны. Оба варианта соответствуют требованиям надежности электроснабжения приемников второй категории. Для проведения расчета, нам понадобятся следующие формулы [3].

Расчётный ток одной цепи линии напряжением 10 кВ:

(19)

Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи линии):

Iп=2Iр.л. А (20)

Сечение проводов по экономической плотности тока:

Fэ= мм2

jэ=1,2 – экономическая плотность тока, А/мм2

Потери активной энергии в проводах за год:

(21)

Произведем проверку на отклонения напряжения на вл. ГОСТ 13109-97 устанавливает нормально и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения на зажимах электроприёмников в пределах соответственно δUyнор= ± 5 % и δUyпред= ± 10 % номинального напряжения сети.

Потеря напряжения на ВЛ [4]:

(22)

где Pp, Qp — расчетные активная и реактивная нагрузка; ro, xo — удельные индуктивное и активное сопротивление кабеля; l — длина ВЛ.

Для прокладки ВЛ используем самонесущий изолированный провод СИП3. Провод СИП-3 одножильный провод, в котором уплотненная жила из алюминиевого сплава АВЕ имеет изоляционный покров из сшитого полиэтилена.

Высоковольтные самонесущие изолированные провода рассчитаны на рабочее напряжение до 20 кВ и предназначены для воздушных линий электропередач. Применение этих проводов позволяет уменьшить ширину просеки при прохождении лесных массивов, а также исключить последствия от повреждения линии. Конструкция самонесущих изолированных проводов позволяет обеспечивать бесперебойную работу линии даже в случаях падения деревьев на провода или их схлестывания, что совершенно невозможно для аналогичных линий с использовавшимися ранее голыми проводами марок А и АС.

Железобетонные опоры оставляем от старой линии так как они вполне отвечают поставленным задачам и качеству электроснабжения.

7.1 Вариант №1Электроснобжения курортной зоны

Считаем что в нормальной схеме работы сети отключен ВВ4 10кВ; включен ВВ1, ВВ2, ВВ3, ВВ5, ВВ6, ВВ7. Аварийным режимом считаем отключение какой либо части линии смежными выключателями; включение ВВ4 10 кВ. Произведем расчет сети в нормальном и аварийном режиме, определим токи и отклонение напряжение в обоих режимах. Используя полученные данные выберем сечение провода. Определим стоимость провода используемого для прокладки ВЛ.

Рассчитаем ток и потери активной энергии в проводах за год в нормальном режиме работы сети, полученные данные внесем в таблицу 4

Таблица 4 — Потери активной энергии в нормальном режиме.

Наименов ВЛ Рр Cos Sp Iр.л Fрас Fном тип L км Ro Aл, кВт

от В3 до ТП 353 735 0,97 758 41,7 34,7 50 СИП3 2,38 0,72 19632,9

от В7 до В1 1981 0,97 2042 112,3 93,6 70 СИП3 2,52 0,493 103399,2

от ПС до В7 3657,5 0,97 3771 207,3 172,8 150 СИП3 5,18 0,236 346825,5

от В2 до В4 0 0,97 0 0,0 0,0 95 СИП3 1,9 0,364 0,0

от В4 до В6 1029 0,97 1061 58,3 48,6 95 СИП3 1,7 0,364 13895,7

от В5 до В6 1716,8 0,97 1770 97,3 81,1 95 СИП3 0,42 0,364 9555,8

от ПС до В5 1979,3 0,97 2040 112,2 93,5 150 СИП3 6,3 0,236 123524,9

Рассчитаем ток и потери активной энергии в проводах за год в аварийном режиме, полученные данные внесем в таблицу 5

Таблица 5 — Потери активной энергии в аварийном режиме.

Наименов ВЛ Рр авар Cos Sp Iавар Fном тип Iдоп

от В3 до ТП 353 735 0,97 758 41,7 50 СИП3 245

от В7 до В1 5455,1 0,97 5624 309,2 70 СИП3 310

от ПС до В7 6410,6 0,97 6609 363,4 150 СИП3 480

от В2 до В4 4562,6 0,97 4704 258,6 95 СИП3 370

от В4 до В6 5591,6 0,97 5765 317,0 95 СИП3 370

от В5 до В6 6148,1 0,97 6338 348,5 95 СИП3 370

от ПС до В5 6410,6 0,97 6609 363,4 150 СИП3 480

Проверим выбранное сечение на отклонение напряжения в нормальном режиме. Результаты занесем в таблицу 6

Таблица 6 — Отклонение напряжения в нормальном режиме.

Наименов ВЛ Рр Cos tg Qp Fном L км Ro Хо U%

от В3 до ТП 353 735 0,97 0,25 184 50 2,38 0,72 0,402 1,28

от В7 до В1 1981 0,97 0,25 496 70 2,52 0,493 0,402 2,51

от ПС до В7 3658 0,97 0,25 917 150 5,18 0,236 0,402 4,56

от В2 до В4 0 0,97 0,25 0 95 1,9 0,364 0,402 0,00

от В4 до В6 1029 0,97 0,25 258 95 1,7 0,364 0,402 0,66

от В5 до В6 1717 0,97 0,25 430 95 0,42 0,364 0,402 0,31

от ПС до В5 1979 0,97 0,25 496 150 6,3 0,236 0,402 2,99

Проверим выбранное сечение на предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения на зажимах электроприёмников в аварийном режиме. Результаты занесем в таблицу 7

Таблица 7- Отклонение напряжения в аварийном режиме.

Наименов ВЛ Рр Cos tg Qp Fном L км Ro Хо U%

от В3 до ТП 353 735 0,97 0,25 184 50 2,38 0,72 0,402 1,28

от В7 до В1 5455 0,97 0,25 1367 95 2,52 0,493 0,402 6,91

от ПС до В7 6411 0,97 0,25 1607 150 5,18 0,236 0,402 8,00

от В2 до В4 4563 0,97 0,25 1143 95 1,9 0,364 0,402 3,27

от В4 до В6 5592 0,97 0,25 1401 95 1,7 0,364 0,402 3,60

от В5 до В6 6148 0,97 0,25 1541 95 0,42 0,364 0,402 1,10

от ПС до В5 6411 0,97 0,25 1607 150 6,3 0,236 0,402 9,69

Сечения проводов корректировались исходя из данных представленных в таблицах используемых выше. Т.к. в некоторых линиях сечение проводов, проходившее по предельно допустимому току, не проходило по отклонению напряжения.

Посчитаем стоимость провода используемого для строительства линии. Результаты занесем в таблицу 8

Таблица 8 – Стоимость провода

Наименов ВЛ L км кол-ко провода тип цена за 1м руб цена тыс.руб

от В3 до ТП 353 2,38 3 СИП3-20 1*50 26,72 190,78

от В7 до В3 2,52 3 СИП3-20 1*70 36,12 273,07

от ПС до В7 5,18 3 СИП3-20 1*150 70,61 1097,28

от В2 до В4 1,9 3 СИП3-20 1*95 46,01 262,26

от В4 до В6 1,7 3 СИП3-20 1*95 46,01 234,65

от В5 до В6 0,42 3 СИП3-20 1*95 46,01 57,97

от ПС до В5 6,3 3 СИП3-20 1*150 70,61 1334,53

7.2 Вариант №2 Электроснабжение курортной зоны

Считаем что в нормальной схеме работы сети отключен: ВВ4, ВВ6; включен: ВВ1, ВВ2, ВВ3, ВВ5, ВВ7, ВВ8. Аварийным режимом считаем отключение какой либо части линии смежными выключателями; включение ВВ4 либо ВВ6 в зависимости от места аварии. Произведем расчет сети в нормальном и аварийном режиме, определим токи и отклонение напряжение в обоих режимах. Используя полученные данные выберем сечение провода. Определим стоимость провода используемого для прокладки ВЛ.

Рассчитаем ток и потери активной энергии в проводах за год в нормальном режиме работы сети, полученные данные внесем в таблицу 9

Таблица 9 — Потери активной энергии в нормальном режиме

Наименов ВЛ Рр Cos Sp Iр.л Fрас Fном тип L км Ro Aл, кВт

от В3 до ТП 353 735 0,97 758 41,7 34,7 50 СИП3 2,38 0,72 19632,9

от В1 до В8 1718,5 0,97 1772 97,4 81,2 95 СИП3 2,72 0,364 62011,2

от В8 до ПС 4130 0,97 4258 234,1 195,1 150 СИП3 4,9 0,236 418320,2

от В5 до ПС 2241,8 0,97 2311 127,1 105,9 120 СИП3 4,9 0,288 150405,4

от В7 до В5 1979,3 0,97 2040 112,2 93,5 95 СИП3 1,61 0,364 48688,8

от В6 до В7 1029 0,97 1061 58,3 48,6 70 СИП3 1,7 0,493 18820,3

отВ2 до В6 0 0,97 0 0,0 0,0 70 СИП3 1,9 0,493 0,0

Рассчитаем ток и потери активной энергии в проводах за год в аварийном режиме, полученные данные внесем в таблицу 10

Таблица 10 — Потери активной энергии в аварийном режиме

Наименов ВЛ Рр авар Cos Sp Iавар Fном тип Iдоп

от В3 до ТП 353 735 0,97 758 41,7 50 СИП3 245

от В1 до В8 5854,1 0,97 6035 331,8 95 СИП3 370

от В8 до ПС 6148,1 0,97 6338 348,5 150 СИП3 480

от В5 до ПС 6116,6 0,97 6306 346,7 120 СИП3 430

от В7 до В5 5854,1 0,97 6035 331,8 95 СИП3 370

от В6 до В7 4242,4 0,97 4374 240,5 70 СИП3 310

отВ2 до В6 4300,1 0,97 4433 243,8 70 СИП3 310

Проверим выбранное сечение на отклонение напряжения в нормальном режиме. Результаты занесем в таблицу 11

Таблица 11 — Отклонение напряжения в нормальном режиме

Наименов ВЛ Рр Cos tg Qp Fном L км Ro Хо U%

от В3 до ТП 353 735 0,97 0,25 184 50 2,38 0,72 0,402 1,28

от В1 до В8 1719 0,97 0,25 431 95 2,72 0,364 0,402 1,74

от В8 до ПС 4130 0,97 0,25 1035 150 4,9 0,236 0,402 4,88

от В5 до ПС 2242 0,97 0,25 562 120 4,9 0,288 0,402 3,22

от В7 до В5 1979 0,97 0,25 496 95 1,61 0,364 0,402 1,21

от В6 до В7 1029 0,97 0,25 258 70 1,7 0,493 0,402 0,89

отВ2 до В6 0 0,97 0,25 0 70 1,9 0,493 0,402 0,00

Проверим выбранное сечение на предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения на зажимах электроприёмников в аварийном режиме. Результаты занесем в таблицу 12

Таблица 12 — Отклонение напряжения в аварийном режиме

Наименов ВЛ Рр Cos tg Qp Fном L км Ro Хо U%

от В3 до ТП 353 735 0,97 0,25 184 50 2,38 0,72 0,402 1,28

от В1 до В8 5854 0,97 0,25 1467 95 2,72 0,364 0,402 5,94

от В8 до ПС 6148 0,97 0,25 1541 150 4,9 0,236 0,402 7,26

от В5 до ПС 6117 0,97 0,25 1533 120 4,9 0,288 0,402 8,79

от В7 до В5 5854 0,97 0,25 1467 95 1,61 0,364 0,402 3,58

от В6 до В7 4242 0,97 0,25 1063 70 1,7 0,493 0,402 3,66

отВ2 до В6 4300 0,97 0,25 1078 70 1,9 0,493 0,402 4,14

Сечения проводов корректировались исходя из данных представленных в таблицах используемых выше. Т.к. в некоторых линиях сечение проводов, проходившее по предельно допустимому току, не проходило по отклонению напряжения.

Посчитаем стоимость провода используемого для строительства линии. Результаты занесем в таблицу 13

Таблица 13 — Стоимость провода

Наименов ВЛ L км тип цена за 1м руб цена тыс.руб

от В3 до ТП 353 2,38 3 СИП3-20 1*50 26,72 190,78

от В1 до В8 2,72 3 СИП3-20 1*95 46,01 375,44

от В8 до ПС 4,9 3 СИП3-20 1*150 70,61 1037,97

от В5 до ПС 4,9 3 СИП3-20 1*120 59,59 875,97

от В7 до В5 1,61 3 СИП3-20 1*95 46,01 222,23

от В6 до В7 1,7 3 СИП3-20 1*70 36,12 184,21

отВ2 до В6 1,9 3 СИП3-20 1*70 36,12 205,88

7.3 сравнение полученных этих вариантов

При сравнении вариантов учитываются: коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы, воздушные линии, вводные коммутационные аппараты и силовые трансформаторы ГПП.

Годовые приведенные затраты находятся по формуле:

,

(23)

Еi = Ен + Еаi + Еmрi (24)

где: – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, это сумма нормативного коэффициента Ен=0,12, отчислений на амортизацию и текущий ремонт. отчисления на амортизацию и текущий ремонт приняты по [3];

— сумма капитальных затрат i-ой группы одинаковых электроприемников, тыс. руб. Стоимости отдельных элементов схемы электроснабжения принимаются по каталогам;

-стоимость годовых потерь электроэнергии, тыс. руб.

При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:

Сэ = (∆Ат + ∆Ал)∙С0, (25)

С0 = δ ,

(26)

где С0 – удельная стоимость потерь электроэнергии, руб/кВт•ч;

α– основная ставка тарифа, руб/кВт•год, берется из исходных данных;

β – стоимость 1 кВт∙ч электроэнергии (дополнительная ставка тарифа), руб/кВт•ч, также берем из исходных данных;

Км = ∆Рэ/∆Рм = 0,82 – отношение потерь активной мощности предприятия ∆Рэ в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям ∆Рм активной мощности предприятия.

δ — поправочный коэффициент коэффициент δ = 1,04 [7].

Находим удельную стоимость потерь Сo

руб/кВт•ч

В сравнении вариантов используем затраты на приобретение провода, реклоузеров (вакуумных выключателей), потери электроэнергии. Остальное оборудование считаем одинаковым в обоих вариантах и по этому не рассматриваем. Стоимость реклоузеров берем ориентировочно и считаем что в обоих вариантах используются одинаковые модели, т.к. более подробный расчет и выбор этого оборудования будет производится в спец части.

Для сравнения вариантов составим таблицу 14 и сведем данные в нее.

Таблица 14 — Результаты технико-экономических расчетов

№ п.

п Наименование оборудования Единица измерения Количество Стоимость единицы, руб. Капиталовложения

К

Тыс.руб. Отчисления

Е о.е. Затраты

КЕ

тыс. руб. Потери электроэнергии

∆ А кВт•ч

Стоимость потерь электроэнер-

гии Со

тыс.руб.

Вариант 1

1 СИП3-20 1*50 Км 2,38 26,72 190,78 0,152 29,00 19632,9

2 СИП3-20 1*70 Км 2,52 36,12 273,07 0,152 41,51 103399,2

3 СИП3-20 1*150 Км 5,18 70,61 1097,28 0,152 166,79 346825,5

4 СИП3-20 1*95 Км 1,9 46,01 262,26 0,152 39,86 0,0

5 СИП3-20 1*95 Км 1,7 46,01 234,65 0,152 35,67 13895,7

6 СИП3-20 1*95 Км 0,42 46,01 57,97 0,152 8,81 9555,8

7 СИП3-20 1*150 Км 6,3 70,61 1334,53 0,152 202,85 123524,9

8 РВА/TEL шт 7 250000 1750 0,193 266,00

Итог по варианту: 5200,54 790,48 616834,0 1252

Затраты по варианту: 2042,65

Вариант 2

1 СИП3-20 1*50 Км 3 26,72 190,78 0,152 29,00 19632,9

2 СИП3-20 1*95 Км 6 46,01 375,44 0,152 57,07 62011,2

3 СИП3-20 1*150 Км 6 70,61 1037,97 0,152 157,77 418320,2

4 СИП3-20 1*120 Км 6 59,59 875,97 0,152 133,15 150405,4

5 СИП3-20 1*95 Км 6 46,01 222,23 0,152 33,78 48688,8

6 СИП3-20 1*70 Км 6 36,12 184,21 0,152 28,00 18820,3

7 СИП3-20 1*70 Км 6 36,12 205,88 0,152 31,29 0,0

РВА/TEL шт 8 250000 2000,00 0,193 304,00

Итог по варианту: 5092,49 774,06 717878,8 1457

Затраты по варианту: 2231,35

Затраты по первому варианту оказались меньше. Поэтому принимаем его как экономически целесообразным. Оба варианта соответствуют категории надежности питаемых потребителей.

8 Выбор числа и мощности Силовых трансформаторов на ГПП

Помимо курортной зоны Подстанция питает еще 3 района по средствам 11 ВЛ. Их суммарная расчетная мощность равна 12,5 МВт

Расчетная активная нагрузка предприятия:

Рр.n∑ =Ком ( Рр.н + ∆РmΣ) (27)

где Рр.в – расчетная высоковольтная нагрузка кВт;

∆РmΣ – суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых трансформаторных подстанций, кВт;

Ком – коэффициент одновремённости максимумов, выбираем из таблицы литературы () он равен 0,7

Рр.n∑ = 0,7*(9158+12500+144) = 15261 кВт

Полная расчетная нагрузка предприятия, необходимая для выбора трансформаторов ГПП [2]:

Sр =

(28)

где Qэ1 – экономически целесообразная реактивная мощность на стороне внешнего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы

Qэ1 = Рр.n∙ tgφ (29)

tgφ110 = 0,31

∆Qгпп 0,07∙

(30)

где ∆Qгпп – потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП, кВАр.

Исходя из допустимой перегрузки на время максимума нагрузки на 40% мощность каждого из двух трансформаторов выбирается равной 0,65 0,7 максимальной нагрузки подстанции. При аварийных режимах перегрузка трансформаторов на 40% допускается на время максимума общей суточной продолжительностью не более 6 часов в течении не более 5 суток, при условии, что до перегрузки трансформатор был загружен не более чем на 93%. Таким образом при установке двух трансформаторов их мощность выбираем по условию:

SНОМ ≥ 0,7 Smax

Коэффициенты Кз дейст и Кнт определяется по приведенным ранее формулам (15) (17)

Результаты расчетов сводим в таблицу 15

Таблица 15 — ГПП

Ррас tgφ Qэс, кВАр ∆Qтр гпп, кВАр Sрп, кВА Nт, шт Kз.

доп Sт, кВА Sнт, кВА Тип Кз.

дейст Кнт

15261 0,31 4 731 1 118 15683 2 0,7 11 202 16 000 ТДН-16000/110 0,7 1,4

Устанавливаем на ГПП два трансформатора ТДН-16000/110

Трансформатор.

На ГПП установлено два трансформатора ТДН-16000/110/10.

Потери активной и реактивной мощности и энергии в трансформаторе:

9 Расчет токов КЗ

Расчет токов КЗ производим для выбора высоковольтных и низковольтных аппаратов, шин, кабелей и другого электрооборудования системы электроснабжения группы цехов основного производства трубопрокатного завода При этом достаточно рассмотреть ток трехфазного КЗ в характерных точках СЭС предприятия и определить периодическую составляющую этого тока для наиболее тяжелого режима работы сети. Учет апериодической составляющей производится приближенно, допускается, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой точке электрической сети.

Для расчета токов КЗ составляем исходную расчетную электрическую схему, на которой показываем источники питания КЗ.

При расчётах для определения токов КЗ рассматриваем вероятный режим, при котором воздействие токов КЗ на СЭС является наиболее тяжелым. Таким характерным режимом является состояние схемы электроснабжения, когда один из трансформаторов ГПП отключен для проведения профилактических мероприятий или аварийного ремонта и включены секционные выключатели 10 кВ ГПП, все электроприёмники питаются от одного трансформатора

При напряжении 110 кВ мощность короткого замыкания Skl = 2800 МВА, а базисная мощность Sб=1000 МВА.

Сопротивление системы:

(31)

о.е.

Значение тока 3-х фазного КЗ в т. К1 :[5]

(32)

кА

Ударный ток:

(33)

кА

где Kу — ударный коэффициент, Ку=1,8

Сопротивление трансформатора:

(34)

о.е

Найдем эквивалентное сопротивление до точки К3:

Тогда ток в точке К3 в т. К2:

кА

Мощность кз ступени:

(35)

Сопротивление линии находим по формуле:

Хл =

(36)

Х3 =ХВ7-ПС=

Х4 =ХВ7-В1=

Тогда ток в точке К3 в т. К3:

кА

Х5 =ХВ3-ТП353=

Сопротивление трансформатора на ТП27 (ТМЗ-800):

Полученные результаты сводим в таблицу 16

Таблица 16 – Токи КЗ

Расчётная точка Напряжение, кВ Токи, кА Мощность кз ступени,МВА

Iпо Iпt Iуд

Точка К1 115 14,6 14,6 36,4 2800

Точка К2 10,5 7,94 7,94 17,97 145

Точка К3 10,5 1,57 1,57 3,55 28,6

Точка К4 10,5 1,26 1,26 2,85 22,9

Точка К5 0,4 14,6 14,6 — 10,14

10 Выбор электрооборудования схемы внешнего электроснабжения

Проведем выбор необходимого электротехнического оборудования для схемы внешнего электроснабжения. Всё оборудование, токоведущие части, и изоляторы выбираем по условиям длительной работы и проверяем по условиям короткого замыкания в соответствии с указаниями ПУЭ

Для схемы внешнего электроснабжения с напряжением 110 кВ устанавливаем следующее оборудование.

10.1 Выбор выключателей 110 кВ

Выбор выключателей в начале линии (на подстанции энергосистемы). Выбор и проверка выключателей производится по следующим параметрам:

а) номинальному напряжению Uс < Uном,

б) номинальному току Iраб.утяж < Iном,

где Iраб. утяж — рабочий ток выключателя в наиболее тяжелом рабочем режиме;

в) номинальному току электродинамической стойкости:

симметричному Inol < Iдин;

ассиметричному

г) номинальному току отключения:

симметричному ;[6]

(37)

где βн — процентное содержание апериодической составляющей в токе короткого замыкания;

д) номинальному импульсу квадратичного тока (термической стойкости)

(38)

где tз — время действия релейной защиты,

tв — собственное время отключения выключателя,

Та — время затухания апериодической составляющей тока КЗ;

Устанавливаем на подстанции системы и ГПП однотипные элегазовые выключатели ВГБ-110У1 с встроенными трансформаторами тока.[1]

Таблица 17 – Выключатели 110 кВ

Параметр ВГБ-110У1

Номинальное/наибольшее рабочее напряжение, кВ 110/126

Номинальный ток отключения, кА 40

Собственное время отключения, с 0,035

Номинальный ток, А 2000

Полное время отключения, с, 0,055

Собственное время включения, с, 0,1

Встроенный трансформатор тока

ТВ-110

Для измерений Для защиты

Номинальный первичный ток, А 600

Номинальный вторичный ток, А 5

Номинальный класс точности 0,5 10Р

Номинальная вторичная нагрузка cosφ=0,8В•А 30

Ток термической стойкости, кА 50

Время протекания тока термической стойкости, с 3

Ток рабочий утяжеленный:

(39)

кА

(40)

где с — время расхождения контактов.

кА

(41)

кА2•с

(42)

кА2•c.

10.2 Выбор разъединителей 110 кВ

Допустимый тепловой импульс для разъединителей:

кА2•c;

Таблица 8 Выбор разъединителей 110 кВ

Параметр SGF123n*

Класс напряжения сети 110 кВ

Дополнительное обозначение:

С 1 встроенным заземлителем

с 2 встроенными заземлителями

+1Е/**

+2Е/**

Номинальное напряжение, кВ 110

Наибольшее рабочее напряжение, кВ 126

Номинальный ток, А 1600

Ток электродинамической стойкости, кА 100

Ток термической стойкости, кА 40

Принимаем к установке разъединитель SGF 123n-100+2E/2HA/1MT50

1.Эл. двигательный привод главных контактов типа МТ 50;

2. Привод заземлителей типа НА 31-80.

Результаты выбора оборудования сводим в таблицу 18 Оборудование

Таблица 18 — Оборудование

Расчетные данные Каталожные данные

Uуст=110 кВ

Imax=118 А

In=14,6 кА

iat=8,63 кА

iyl=40,2 кА

Вк=21,4 кА2

Выключатель

элегазовый баковый

ВГБ-110У1 Разъединитель

SGF 123n II**- 100У1

Uном=110 кв

Iном=2000 А

Iоткл=40 кА

iа.ном=14,14 кА

Iдин=40 кА

iдин=100 кА

Iтерм2tтерм=4800 кА2с Uном=110 кВ

Iном=1600 А

Iоткл —

iа.ном —

Iдин —

iдин=100 кА

Iтерм2tтерм=1600 кА2с

10.3 Выбор и проверка выключателей на вводе ГПП

На вводе ГПП выключатель и разъединитель выбираем аналогичные тем, что приведены в таблице 18.

10.4 Выбор трансформатора тока на каждом присоединении

Трансформаторы тока используем встроенные в выключатель ВГБ-110У1 — ТВ-110 и дополнительные расчеты на динамическую и термическую стойкость не производим.

К обмотке трансформатора тока класса 0,5 на подстанции системы включены многофункциональные трехфазные счетчики электроэнергии А2 АЛЬФА Плюс, предназначенные для:

Учета активной и реактивной энергии в трехфазных цепях переменного тока трансформаторного или прямого включения, в одно- и многотарифных режимах;

Использования в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) и передачи измеренных или вычисленных параметров на диспетчерский пункт по контролю, учету распределенной электрической энергии;

Измерения и отображения дополнительных параметров трехфазной электрической сети (токов, напряжений, частоты углов сдвига фаз, коэффициента искажения синусоидальности кривых тока и напряжений, гармонического состава кривых тока и напряжения).

Счетчики А2 АЛЬФА Плюс имеют возможность измерять и отображать параметры качества электроэнергии.

Счетчики подключаются к АСКУЭ предприятия через радиоканал и обрабатываются с помощью программного комплекса.

Защита подключается к обмотке трансформатора тока класса 10Р.

Для защиты от атмосферных и коммутационных перенапряжений устанавливаем ограничители перенапряжений ОПН-110-У1 с Uном=110 кВ.

В нейтрали трансформаторов устанавливаем ограничители перенапряжений. ОПН-У-110/56. Они предназначены для защиты нейтрали трансформаторов от коммутационных перенапряжений при отключенном положении заземляющих ножей в нейтрали трансформатора.

Так как воздушные линии 110 кВ используются в качестве линий связи, для недопущения проникновения на подстанцию высоких частот используем высокочастотные заградители.

ВЗ-630-0,5У1 с Iном=630 А> Imax=118А, Uном=110…500 кВ.

Iтерм2tтерм=162•1=256 кА2•с;

Iтерм2tтерм >Вк=60,54 кА2•с;

Для осуществления связи устанавливаем конденсаторы связи СМ-100/3-0,0064У1 с Uном=64 кВ (допустимо), Сном=0,0064 мкФ.

11 Выбор оборудования на низкой стороне

11.1 Выбор трансформаторов собственных нужд главной понизительной подстанции

Приемниками собственных нужд подстанции являются оперативные цепи, электродвигатели приводов, освещение, электроподогрев коммутационной аппаратуры ВН и шкафов, установленных на открытом воздухе, связь, сигнализация, система пожаротушения, система телемеханики и т.д. Мощность потребителей СН невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

Устанавливаем 2 трансформатора собственных нужд мощностью:

Sтсн = Sн.т 0,5%

Sтсн = 16000•0,005 = 80 кВА

Принимаем к установке ТМ-100/10, который присоединяется к шинам 10 кВ через предохранители.

Ток предохранителя:[4]

Iп =

(43)

Iп = А

Устанавливаем предохранитель типа: ПКТ101-10-8-31,5У3

11.2 Выбор типа распределительных устройств на низкой стороне главной понизительной подстанции, выключателей, трансформаторов тока и напряжения

I. Распределительное устройство на 10 кВ принимаем комплектным, из шкафов серии КУ-1-10-20У3 (Iном = 1600 А). Ячейка КУ-1 комплектуется следующим оборудованием:

– выключатели серии VF-10

– разъединитель штепсельный РВР-10

– трансформаторы тока ТОЛ-10, ТЛК-10, ТШЛ-10

– трансформаторы напряжения ЗНОЛ.09, НОЛ.08

– трансформатор тока нулевой последовательности ТЗЛМ.

II. Выбор выключателей, установленных на вводе в комплектные распределительные устройства, представлен в таблице 13 [8].

Ток нагрузки в нормальном режиме

Iн =

(44)

Iн = А

Максимальный (послеаварийный) ток силового трансформатора:

Imax =

(38)

Imax = А

Таблица 19 — Проверка выключателей 10 кВ

Расчетные параметры Условия выбора Каталожные данные

VF-12.20.31

Uуст = 10 кВ Uуст Uном

Uн =12 кВ

Iраб.утяж =1188А Iмах Iном

Iн =2000 А

Iп,о= 7,94 Iпо Iдин

Iдин = 31,5 кА

iуд = 17,97 кА Iуд iдин

iдин = 80 кА

Iп,τ= 7,94 Iп,τ Iоткл.ном

Iоткл.ном = 31,5 кА

Iа,τ = 3,655 кА Iа,τ Iа ном

Iа ном = 8,9 кА

Bк = 10,53 к с

Bк тер∙tтер

тер∙tтер= 2976,8 к ∙с

Iа,τ = кА

Iа ном = кА

В качестве секционных выключателей принимаем выключатели этого же типа.

III. Выбор трансформаторов тока на вводе в распределительное устройство 10 кВ главной понизительной подстанции приведен в таблице 20 – Выбор трансформаторов тока. .

Таблица 20 — Выбор трансформаторов тока

Расчетные параметры Условия выбора Каталожные данные

ТЛ-10-2000-0,5/10Р

Uуст = 10 кВ Uуст Uном

Uн =10 кВ

Iраб.утяж = 1118 А Iмах Iном

Iн =2000 А

iуд =17,97 кА Iуд iдин

iдин = 128 кА

Bк =10,53 к с

Bк тер∙tтер

тер∙tтер= 4800 к ∙с

Вторичная нагрузка ТТ: амперметр, ваттметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии.

Рисунок 11.1. Схема вторичных токовых цепей трансформатора тока 10 кВ.

Проверку ТА по вторичной нагрузке проводим, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов. Определим нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока. Данные внесем в таблицу 21- проверка ТТ по нагрузке.

Таблица 21 – Проверка ТТ по нагрузке

Наименование приборов Потребляемая мощность, ВА На каких фазах располагаются

Амперметр

ЭА 0702 4000/5А 0,5 А

Ваттметр Д365 0,5 А, С

Счетчик Вт; Вар

ЦЭ6812 4 А, С

Суммарную мощность берем для наиболее загруженной фазы, фазы А

Sприб=2×0,5+10+4=15 ВА.

Сопротивление приборов:

Ом,

где Iном2 — вторичный ток ТТ, А;

Сопротивление соединительных проводов

Ом,

где Rк — сопротивление контактов, Ом;

Наименьшее допустимое сечение проводов:

мм2,

где ρ — удельное сопротивление алюминиевого кабеля,

Lрасч- длина контрольного кабеля м;

Принимаем по условию механической прочности контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением F=4 мм2.

Для питания релейной защиты и измерительных приборов, имеющих катушку напряжения, используются трансформаторы напряжения (ТН), устанавливаемые в свои отдельные ячейки. Таким образом, необходимо выбрать ТН. Приборы, подключаемые к ТН представлены в таблице 22 – проверка ТН по нагрузке.

Выбираем три ТН, соединенные в треугольник — НТМИ – 10-66У3,Т3, параметры ТН следующие: Uном=10 кВ; класс точности 0,5; Sном=75 ВА.

Таблица 22 – Проверка ТН по нагрузке

Наименование прибора Потребляемая мощность,

ВА Число обмоток cos sin Количество приборов Потребляемая активная мощность, Вт Потребляемая реактивная мощность, Вар

Вольтметр

(вводы) Э350 3 1 1 0 1 3 0

Ваттметр Д-365 3 2 1 0 1 6 0

Счетчик Вт;Вар ЦЭ6812 10 2 0,38 0,93 12 91 235

Сумма — — — — 14 136 329

Суммарная мощность, потребляемая приборами:

ВА .

S>Sсуммарная,

Мощности выбранных трансформаторов напряжения (120вар на каждую фазу т.е. 360вар в сумме) хватает для питания приборов.ТН подключаются к шинам ГПП через предохранитель. Примем к установке предохранитель ПКН001-10УЗ с Uном=10 кВ Umax=12 кВ.

11.3 Выбор выключателей напряжением 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения и соответствующих трансформаторов тока

Выбор выключателей напряжением 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения, а также соответствующие трансформаторы тока приведены в таблице 23.

Таблица 23 — Выключатели 10 кВ

конечные пункты кабельных линий Iрас, А Iп/ав, А Uн,кВ Iпо,кА Iу,кА Тип выключателя Тип ТТ

Еловое 207,3 363,4 10 7,94 17,97 VF — 12 ТЛК-10-400-0,5/10Р

Гранит 112,2 363,4 10 7,94 17,97 VF – 12 ТЛК-10-400-0,5/10Р

База 55 110 10 7,94 17,97 VF – 12 ТЛК-10-150-0,5/10Р

ЦРП-1 70 140 10 7,94 17,97 VF – 12 ТЛК-10-150-0,5/10Р

ЦРП-2 70 140 10 7,94 17,97 VF – 12 ТЛК-10-150-0,5/10Р

Санаторий 55 110 10 7,94 17,97 VF – 12 ТЛК-10-150-0,5/10Р

Непряхино 66 130 10 7,94 17,97 VF – 12 ТЛК-10-150-0,5/10Р

КЭЧ-1 110 230 10 7,94 17,97 VF – 12 ТЛК-10-300-0,5/10Р

КЭЧ-2 110 230 10 7,94 17,97 VF – 12 ТЛК-10-300-0,5/10Р

Птицефаб. 50 100 10 7,94 17,97 VF – 12 ТЛК-10-100-0,5/10Р

Птицефаб. 50 100 10 7,94 17,97 VF – 12 ТЛК-10-100-0,5/10Р

Разьед.кис 70 140 10 7,94 17,97 VF — 12 ТЛК-10-150-0,5/10Р

12 Выбор аппаратуры на ВЛ 10кВ

На ВЛ «Еловое» «Гранит» устанавливаем вакуумные реклоузеры типа РВА/TEL-10-12,5/630 (РВА/TEL) – автоматический пункт секционирования воздушных или комбинированных линий электропередачи трехфазного переменного тока частотой 50(60) Гц номинальным напряжением 10(6) кВ с любым режимом работы нейтрали. Подробнее эта аппаратура будет рассмотрена в специальной части.

12.1 Выбор разъединителей

Разъединитель выбираем:

— по роду установки – внешний;

— по номинальному напряжению установки[2]:

Uрн ≥ Uном; Uрн = 10 кВ; Uном = 10 кВ;

— по длительному току:

Iрн ≥ Iрасч; Iрн = 400 А; Iрасч = 365 А;

Выбираем разъединитель типа РЛНД 10/400.

Выбранный разъединитель проверяем:

— на термическую стойкость:

Iпр.тер2∙tтер ≥ I∞2t

Где

Iпр.тер – предельный термический ток, кА, Iпр.тер = 16 кА ;

tтер – допустимое время прохождения предельного термического

тока, с, tтер = 4 с /12/;

I∞ — установившееся значение тока короткого замыкания, кА,

I∞ = 9,2 кА (из расчета токов КЗ);

tф – фиктивное время прохождения тока короткого замыкания, с,

tф = 0,6 с;

162∙4 ≥ 9,220,6

1024 кА2∙с > 50,8 кА2с;

— на электродинамическую стойкость:

iу < iпр.с,

где

iу – ударный ток КЗ, кА,

iу = 17,97 кА;

iпр.с – предельный сквозной ток, кА,

iпр.с = 41 кА ;

17,97 кА < 41 кА.

Выбранный разъединитель типа РЛНД 10/400с удовлетворяет условиям проверки.

Реклоузеры выбираются по тем же параметрам что и линейные выключатели 10 кВ в КРУНе главной понизительной подстанции.

Полученные результаты внесем в таблицу 24 – Выбор аппаратуры 10 кВ на линии

Таблица 24 — Выбор аппаратуры 10 кВ на линии

Расчетные данные Каталожные данные

Uуст=10 кВ

Iраб.утяж =365А

iуд = 17,97 кА

Iп,τ= 7,94

Iа,τ = 3,655 кА

Bк = 10,53 к с

Реклоузер

РВА/TEL-10-12,5/630 Разъединитель

РЛНД 10/400

Uн =12 кВ

Iн =630 А

Iдин = 12,5 кА

iдин = 32 кА

Iоткл.ном = 12,5 кА

Iа ном = 8,9 кА

тер∙tтер= 2976,8 к ∙с

Uном=10 кВ

Iном=400 А

Iоткл

iа.ном —

Iдин —

iдин=100 кА

Iтерм2tтерм=1024 кА2с

12.2 Выбор проводов на отпайки до ТП

Для проектирования ВЛ к ТП используем провод СИП3 используемый для строительства кольцевой линии. Расчеты проводи по написанным ранее формулам.(19-22).. Результаты подсчетов вносим в таблицу 25

Таблица 25 — Выбор провода для отпаек до ТП

Наименов ВЛ Рр Cos Sp Iр.л Fрас Fном тип L км

отпайка до ТП1 300 0,97 309 17,0 14,2 16 СИП3 0,005

отпайка до ТП2 120 0,97 124 6,8 5,7 16 СИП3 0,01

отпайка до ТП3 300 0,97 309 17,0 14,2 16 СИП3 0,2

отпайка до ТП4 188 0,97 194 10,7 8,9 16 СИП3 0,05

отпайка до ТП5 188 0,97 194 10,7 8,9 16 СИП3 0,1

отпайка до ТП6 188 0,97 194 10,7 8,9 16 СИП3 0,05

отпайка до ТП7 375 0,97 387 21,3 17,7 25 СИП3 0,003

отпайка до ТП8 150 0,97 155 8,5 7,1 16 СИП3 0,003

отпайка до ТП9 945 0,97 974 53,6 44,6 50 СИП3 0,003

отпайка до ТП10 945 0,97 974 53,6 44,6 50 СИП3 0,003

отпайка до ТП11 120 0,97 124 6,8 5,7 16 СИП3 0,01

отпайка до ТП12 945 0,97 974 53,6 44,6 50 СИП3 0,003

Наименов ВЛ Рр Cos Sp Iр.л Fрас Fном тип L км

отпайка до ТП13 188 0,97 194 10,7 8,9 16 СИП3 0,05

отпайка до ТП14 128 0,97 132 7,3 6,0 16 СИП3 0,01

отпайка до ТП15 570 0,97 588 32,3 26,9 35 СИП3 0,1

отпайка до ТП16 570 0,97 588 32,3 26,9 35 СИП3 0,01

отпайка до ТП17 120 0,97 124 6,8 5,7 16 СИП3 0,005

отпайка до ТП18 188 0,97 194 10,7 8,9 16 СИП3 0,03

отпайка до ТП19 75 0,97 77 4,3 3,5 16 СИП3 0,01

отпайка до ТП20 120 0,97 124 6,8 5,7 16 СИП3 0,1

отпайка до ТП21 300 0,97 309 17,0 14,2 16 СИП3 0,03

отпайка до ТП22 300 0,97 309 17,0 14,2 16 СИП3 0,05

отпайка до ТП23 300 0,97 309 17,0 14,2 16 СИП3 0,05

отпайка до ТП24 375 0,97 387 21,3 17,7 25 СИП3 0,2

отпайка до ТП25 375 0,97 387 21,3 17,7 25 СИП3 0,1

отпайка до ТП26 188 0,97 194 10,7 8,9 16 СИП3 0,3

отпайка до ТП27 597 0,97 615 33,8 28,2 35 СИП3 0,001

12.3 Выбор ТП 10/0,4 кВ

Для установки трансформаторов 10/0,4 кВ выбираем комплектные трансформаторные подстанции наружной установки тупикового и проходного типа напряжением 6(10)/0,4 кВ мощностью от 25 до 1000 кВА киоскового типа (КТПК)

Комплектные трансформаторные подстанции наружной установки типа «Киоск», трехфазного переменного тока частотой 50Гц мощностью от 25 до 1000 кВА предназначены для резервированого приема, преобразования и распределения электроэнергии трехфазного переменного тока частотой 50Гц напряжением 6(10)/0,4 кВ.

Область применения КТПК — системы электроснабжения промышленных предприятий, потребителей сельского хозяйства, населенные пункты и другие объекты.

КТПК представляет собой закрытое металлическое помещение, выполненное из листовой стали толщиной 2 мм. Имеет двери с каждой стороны. Все двери снабжены внутренними замками под спецключ. В помещении располагаются панели РУНН, силовой трансформатор, открытые ошиновки 0,4 и 10 кВ. Для осмотра ВВ предохранителей, без снятия напряжения, предусмотрены сетчатые ограждения на шарнирах со стороны сплошных дверей. На панели РУНН расположены: вводной рубильник, трансформаторы тока, сборные шины кВ, к которым присоединены автоматические выключатели отходящих линий, аппаратура защиты, учета и управления, наружного освещения.

В КТПК мощностью 250 кВА и выше стационарно установлен ВВ разъединитель внутренней установки. В КТПК мощностью 160 кВА и ниже поставляется ВВ разъединитель наружной установки с приводом (по заказу потребителя).

Провода для присоединения к воздушным линиям 0,4 кВ прокладываются по стенкам отсека РУНН в специальных коробах.

На крыше КТПК установлены шкаф ввода и кронштейны для подключений линий 10 и 0,4 кВ. В шкафу ввода ВН установлены высоковольтные предохранители. В верхней части шкафа ввода ВН предусмотрены крепления для установки разрядников или ограничителей перенапряжения.

Учет расхода активной энергии производится на шинах 0,4 кВ после вводного рубильника. Для обеспечения нормальной работы электросчетчика. При t° менее 0°С, предусмотрен его обогрев.

Для установки и демотажа силового трансформатора КТПК конструктивно выполнена со съемной крышей.

КТПК скомплектован аппаратурой общего назначения. Во всех случаях комплектующая аппаратура имеет сертификаты качества.

Отличительной особенностью КТПК от аналогичных является:

 усиленный каркас и корпус, что существенно снижает риск повредить КТПК во время перевозки и погрузочно-разгрузочных работ;

 на отходящих линиях устанавливаются как автоматические выключатели, так и рубильники, возможна установка контакторов (по заказу);

 по заказу потребителя КТПК одной и той же мощности может поставляться в разных габаритных размерах: за счет увеличения (уменьшения) трансформаторного отсека, отсека РУНН или отсека ВН;

 КТПК могут выполняться в утепленном варианте (по заказу)

 за счет использования новейших лакокрасочных материалов и спецтехнологий хороший внешний вид гарантируется на длительный срок. По желанию заказчика КТПК может быть окрашен в любой другой цвет;

 КТПК имеет согласно требованиям ПУЭ механические и электрические блокировки;

 на отходящих линиях возможна установка до 16 автоматических выключателей;

 КТПК имеет вводы (по заказу)

 воздушный

 кабельный

 воздушно-кабельный

 КТПК имеет выводы (по заказу)

 воздушный

 кабельный

 воздушно-кабельный

В КТПК проходного типа в ВВ отсеке установлены высоковольтные разъединители выключатели нагрузки на ввод и вывод и на включение, выключение трансформатора. При других схемах в ВВ отсеке возможна установка секционного выключателя.

По желанию заказчика предприятие идет на любые изменения конструкции и схемы КТПК которые не противоречат требованиям ПУЭ.

Электрическая схема ТП.

QS1 — разъединитель

FV1…FV3 — разрядники

FU1…FU3 — предохранители

Q1 — рубильник

Т — трансформатор

PI — счетчик

ТА1…ТАЗ — трансформаторы тока

SA1…SA3 — переключатели

R1, R2 — резисторы обогрева

EL1 — лампа

QF1…QFN — выключатели линий

PV1 — вольтметр

KL — цепи наружного освещения

Х31 — розетка

13 Выбор аппаратуры 0,4 кВ

Так как рубильники, счетчики, трансформаторы тока, вольтметр, выключатели на линии уже идут в комплектации с ТП, то выбор их не проводим.

13.1 Расчет кабельных линий 0,4 кВ

Выбор сечения кабеля проводится по потере напряжения. Суммарные допустимые потери напряжения в сетях жилых районов города до наиболее удаленного ЭП принимаются: для трансформаторов мощностью 800 кВА – 8,28%. Располагаемые потери напряжения во внутренней проводке зданий принимаются 2% [10].

Расчет кабельной линии 0,4 кВ рассмотрим на примере жилого дома №1, питающегося от ТП с мощностью трансформаторов 800 кВА. Электроснабжение осуществляется по одному кабелю.

Рр.ж.д. = 91,5 кВт; cosφ = 0,97; l = 0,021 км

Определяется расчетное значение удельной потери напряжения:

∆Uуд = ∆Uкл/Ма (44)

где ∆Uкл – располагаемые потери напряжения в кабельной сети, %;

Ма – произведение активной нагрузки на длину участка линии, кВт*км;

Ма = Рр.ж.д.*l (45)

Располагаемые потери напряжения в кабельной линии на участке от ТП 1 до ввода в жилой дом №1:

∆Uкл = 8,28% — 2% = 6,28 %.

Определяется момент нагрузки:

Ма = (91,5)*0,021 = 1,92 кВт*км;

∆Uуд = 6,28/1,92 = 3,27 %/кВт*км.

По [9] подбираем сечения кабеля с алюминиевыми жилами с ближайшим меньшим значением удельной потери напряжения:

∆Uуд тб = 1,39 %/кВт*км;

Fст = 16 мм2;

Определяется фактическая потеря напряжения на участке по формуле:

∆Uф = Ма*∆Uуд тб, % (46)

∆Uф 1,92*1,39 = 2,67 %

Принимаем кабель марки АВБШв 3х16+1х10.

Сечение нулевого провода принимается равным половине фазного /1/.

Выбранный кабель необходимо проверить по длительно допустимому току в нормальном и аварийном режимах:

Iм ≤ Iдоп;

Iм = Р/ *U*cosφ, А (47)

Iм = (91,2/ *0,4*0,97) = 135,9 А;

Для кабеля марки АВББШв 3х16+1х10, Iдоп = 90А /1/ этот кабель не проходит по току, тогда принимаем кабель АВББШв 3х50+1х25, Iдоп = 165А. Кабель удовлетворяет условиям проверки.

Область применения

Кабели предназначены для передачи и распределения электрической энергии в стационарных установках на номинальное напряжение 0.66 и 1 кВ частотой до 50 Гц или постоянное напряжение до 1 кВ. Для прокладки в земле (траншеях), помещениях, туннелях, каналах, шахтах (кроме прокладки в блоках),а также на открытом воздухе, если кабель не подвергается значительным растягивающим усилиям, но при наличии опасности механических повреждений в процессе эксплуатации.

Конструкция

Жила — алюминиевая класса 1 или 2. Изоляция — ПВХ пластикат. Изолированные жилы кабелей имеют отличительную расцветку. изоляция нулевых жил выполняется голубого цвета. Изоляция жил заземления выполняется зелено-желтой расцветки. Защитный покров типа БбШв — броня из двух стальных лент с оболочкой из ПВХ пластиката.

Условия эксплуатации и технические характеристики

Кабели предназначены для эксплуатации в стационарном состоянии при температуре окружающей среды от -50 до +50 оС, относительной влажности воздуха до 98%при температуре до 35 оС, в том числе для прокладки в земле и на воздухе.

Кабели марки АВБбШв не распространяют горение при одиночной прокладке.

Прокладка и монтаж кабелей без предварительного подогрева производится при температуре не ниже: -15°С

Гарантийный срок эксплуатации — 5 лет с даты ввода кабелей в эксплуатацию.

Срок службы — 30 лет.

Сечения кабельных линий остальных участков выбираются и проверяются аналогично. Результаты расчетов снесены в таблицы 25 Проверка кабеля по напряжению и 26 – проверка кабеля по току.

Таблица 25 – проверка кабеля по напряжению

Кабель Р кВт L км Ма, кВ*км ∆Uкл % ∆Uуд % ∆Uуд тб % F мм2 ∆Uф

от ТП до ШРС 135,6 0,036 4,88 6,28 1,29 0,9 25 4,39

от ТП до РП1 91,5 0,021 1,92 6,28 3,27 1,39 16 2,67

от ТП до РП2 91,5 0,038 3,48 6,28 1,81 1,39 16 4,83

от ТП до РП3 91,5 0,054 4,94 6,28 1,27 0,9 25 4,45

от ТП до РП4 91,5 0,022 2,01 6,28 3,12 1,39 16 2,80

от ШРС до РП5 52,4 0,034 1,78 6,28 3,52 1,39 16 2,48

от ШРС до РП6 52,4 0,048 2,52 6,28 2,50 1,39 16 3,50

от ТП до РП7 52,7 0,061 3,21 6,28 1,95 1,39 16 4,47

от ТП до РП8 52,4 0,05 2,62 6,28 2,40 1,39 16 3,64

от ШРС до РП9 11,8 0,006 0,71 6,28 8,87 1,39 16 0,98

от ШРС до РП 10 41,1 0,026 1,07 6,28 5,88 1,39 16 1,49

от ТП до ПР12 11,8 0,048 0,57 6,28 11,09 1,39 16 0,79

Таблица 26 – проверка кабеля по току

Кабель предв F Iдоп Iрасч принятая марка Iдоп

от ТП до ЩРС 25 115 200 АВББШв(3х70+1х35) 200

от ТП до РП1 16 90 136,2 АВББШв(3х50+1х25) 165

от ТП до РП2 16 90 136,2 АВББШв(3х50+1х25) 165

от ТП до РП3 25 115 136,2 АВББШв(3х50+1х25) 165

от ТП до РП4 16 90 136,2 АВББШв(3х50+1х25) 165

от ЩРС до РП5 16 90 78,0 АВББШв(3х16+1х10) 90

от ЩРС до РП6 16 90 78,0 АВББШв(3х16+1х10) 90

от ТП до РП7 16 90 78,4 АВББШв(3х16+1х10) 90

от ТП до РП8 16 90 78,0 АВББШв(3х16+1х10) 90

от ЩРС до РП9 16 90 17,6 АВББШв(3х16+1х10) 90

от ЩРС до РП 10 16 90 61,2 АВББШв(3х16+1х10) 90

от ТП до ПР12 16 90 17,6 АВББШв(3х16+1х10) 90

13.2 Выбор аппаратуры защиты кабельных линий 0,4 кВ

Кабельные линии 0,4 кВ защищаются предохранителями типа ПН-2.

Выбор и проверку предохранителей рассмотрим на примере кабельной линии 0,4 кВ ТП – жилой дом №1.

Кабельная линия выполнена кабелем марки АВББШв (3х50+1х25),

Iдоп = 165 А, Iр = 136,2А

Т.к. предохранитель должен пропускать максимальный ток линии, то номинальный ток плавкой вставки должен быть больше аварийного тока.

Iн.пл.вст. ≥ Iав,

Выбираем предохранитель типа ПН-2-250.

Uн.пр. = 380 В;

Iном.пр. = 250 А;

Iн.пл.вст. = 150 А;

Iотк = 40 кА.

При замыкании на землю или нулевой провод должно соблюдаться условие :

Iн.пл.вст. ≤ Iкз(1) /3 (48)

Где Iкз(1) – минимальный ток однофазного короткого замыкания, определяемый величиной полного сопротивления петли провода фаза-нуль.

Iкз(1) = Uф /Zп, (49)

Где Zп – сопротивление петли фаза-нуль /8/;

Zп = 1,88 Ом/км для кабеля сечением жилы 50 мм2.

Iкз(1) = 220 /1,88*0,021 = 5572 А;

150 < 5572/3;

150 А < 1875А.

Выбранный предохранитель удовлетворяет условиям проверки. Предохранители остальных линий выбираем аналогично. Результаты расчетов снесены в таблицу 27 – Выбор предохранителей.

Панели распределительных щитов серии ЩО-70 комплектуются рубильниками типа РПБ-3 на токи 100-630 А.

Таблица 27 – Выбор предохранителей

Кабель Ip А Iн.пр А Iн.пл.вст А Iн.откл кА Zп,Ом*км Iкз(1)/3 А Тип предохранителя

от ТП до ЩРС 200 250 200 40 0,052 1415 ПН-2-250/200

от ТП до РП1 136,2 200 150 40 0,039 1857 ПН-2-200/150

от ТП до РП2 136,2 200 150 40 0,071 1027 ПН-2-200/150

от ТП до РП3 136,2 200 150 40 0,102 722 ПН-2-200/150

от ТП до РП4 136,2 200 150 40 0,041 1773 ПН-2-200/150

от ЩРС до РП5 78,0 100 80 50 0,102 719 ПН-2-100/80

от ЩРС до РП6 78,0 100 80 50 0,144 509 ПН-2-100/80

от ТП до РП7 78,4 100 80 50 0,183 401 ПН-2-100/80

от ТП до РП8 78,0 100 80 50 0,150 489 ПН-2-100/80

от ЩРС до РП9 17,6 100 40 50 0,180 407 ПН-2-100/40

от ЩРС до РП 10 61,2 100 63 50 0,078 940 ПН-2-100/63

от ТП до ПР12 17,6 100 40 50 0,144 509 ПН-2-100/40

14 Реклоузер вакуумный РВА/TEL-10-12,5/630

Реклоузер вакуумный РВА/TEL-10-12,5/630 (РВА/ TEL) – автоматический пункт секционирования воздушных или комбинированных линий электропередачи трехфазного переменного тока частотой 50(60) Гц номинальным напряжением 10(6) кВ с любым режимом работы нейтрали.

Реклоузер серии РВА/TEL – новое поколение коммутационного оборудования, объединившее в себе передовые технологии микропроцессорной релейной защиты и автоматики (РЗА) и коммутационной техники. Реклоузер РВА/TEL может использоваться в радиальных линиях с одним и несколькими источниками питания. РВА/TEL находит применения в качестве ячейки отходящего фидера (открытые распределительные устройства, распределительные пункты), пункта секционирования сети, пункта АВР или защитного аппарата на ответвлении.[12]

РВА/TEL предназначен для выполнения следующих функций:

автоматическое отключение поврежденных участков линии;

автоматическое повторное включение (АПВ);

автоматический ввод сетевого резервного питания (АВР);

оперативная местная и дистанционная реконфигурация сети;

самодиагностика;

измерение параметров режимов работы сети;

ведение журналов оперативных и аварийных событий в линии;

дистанционное управление.

РВА/TEL – аппарат наружной установки, предназначенный для работы в условиях умеренного климата при температуре окружающего воздуха от -50° до +55° С на высоте до 1000 м над уровнем моря, при скорости ветра не более 40 м/c (в условиях отсутствия гололеда) и 15 м/c (при допустимой стенке гололеда на более 25мм). Верхнее допустимое значение относительной влажности воздуха – 100% при температуре +25° С. Допустимые внешние механические воздействия соответствуют группе механического исполнения М4 по ГОСТ 17516.1. Допустимая интенсивность землетрясений составляет 8 баллов по MSK-64. Рабочее пространственное положение коммутационного модуля – горизонтальное, основанием вниз;

шкафа управления – вертикальное, разъемом вниз. Реклоузер РВА/TEL обладает следующими отличительными особенностями:

• отсутствие необходимости в обслуживании;

• интеграция в системы диспетчерского управления;

• специальные функции релейной защиты и автоматики;

• удобство и простота монтажа на опоры линий;

• встроенная система измерения токов и напряжений с обеих сто-

рон коммутационного модуля;

• использование комбинированной твердой и воздушной изоляции

в конструкции коммутационного модуля;

• надежная система бесперебойного питания;

• ведение журналов оперативных и аварийных событий в линии;

• малые массогабаритные показатели;

• вандалозащищенность.

Применение реклоузеров РВА/TEL в распределительных сетях позволит значительно повысить надежность электроснабжения потребителей и электроприемников, автоматизировать процессы поиска и локализации повреждений на линии, уменьшить затраты на обслуживание электрической сети, оптимизировать работу диспетчерского и оперативного персонала, повысить технический уровень эксплуатации электрических сетей и, в конечном, счете создать управляемые и автоматизированные распределительные сети нового поколения.

Реклоузер РВА/TEL прекрасно зарекомендовал себя как надежный и многофункциональный аппарат, использующийся в различных странах мира (Россия, Казахстан, Украина, Литва, Югославия, Сербия, Болгария, Вьетнам, Германия, Австралия, Великобритания, Южная Африка, Чили и др.).

Вакуумный реклоузер РВА/TEL

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСА Н И Е Р В А \ T E L • T Ш А Г 6 7 4 1 5 3 . 1 0 1 Т О • И З М Е Н Е Н И Е

Конструкция и технические характеристики

Конструктивно вакуумный реклоузер РВА/TEL состоит из трех основных элементов: коммутационного модуля серии OSM/TEL, который управляется посредством шкафа управления серии RC/TEL с микропроцессорной релейной защитой и автоматикой. Между собой они связаны соединительным кабелем CC/TEL. Для настройки параметров шкафа управления, ввода уставок РЗиА и просмотра накопленной реклоузером информации используется специальное программное обеспечение TELUS. В части внешних коммуникацийРВА/TEL предлагает пользователю широкие возможности управления и обмена информацией как местного (посредством персонального компьютера и панели управления), так и дистанционного (посредством проводных и беспроводных систем телемеханики).

Основные технические характеристики

Реклоузер вакуумный РВА/TEL выпускается серийно по техническим условиям ТУ 3414-005-57002326-2004 (ТШАГ 674153.101 ТУ) и соответствует требованиям ГОСТ 687, ANSI 37.60-2003, требованиям электромагнитной совместимости ГОСТ 50746. Технические решения, реализованные при разработке РВА/TEL, защищены российскими и международными патентами (RU 2020631, RU 2121186, RU 2142187, International Application PCT/RU 98/00209). Реклоузер РВА/TEL прошел все необходимые испытания, о чем имеются соответствующие сертификаты системы сертификации ГОСТ Р Госстандарта России (РОСС UA.ME05.B03047, РОСС RU.ME05.H03049).

Таблица 28 – Параметры реклоузера

Наименование параметра значение

Наибольшее рабочее напряжение, кВ 12

Номинальный ток, A 630

Номинальный ток отключения, кA 12,5

Испытательное напряжение в сухом состоянии, 50 Гц, 1 мин., кВ 42

Испытательное напряжение во влажном состоянии (при росе и под дождем), 50 Гц, 1 мин., кВ 28

Испытательное напряжение грозового импульса, кВ 75

Уровень частичных разрядов, пКл, не менее (при 13,2 кВ) 10

Механический ресурс циклов «ВО», не менее 30000

Ресурс по коммутационной стойкости, не менее:

— при номинальном токе, циклов «ВО»

— при номинальном токе отключения, циклов «ВО»

30000

100

Собственное время включения 1), мс, не более 60

Собственное время отключения 1), мс, не более 30

Полное время отключения, мс, не более 40

Цикл АПВ O-0,1с-ВO-1с-ВO-1с-ВO

Номинальное напряжение оперативного питания от внешних источников переменного тока В ~220, ~127 или ~100

Диапазон напряжения оперативного питания, % от номинального напряжения -20%, +20%

Максимальная потребляемая мощность, ВА 100

Время работоспособного состояния после потери основного питания от внешних цепей 2), ч 48

Электрическое сопротивление главной цепи, мкОм, не более 85

Степень защиты оболочки корпуса IP 65

Максимальная погрешность датчика тока, % 1

Максимальная погрешность датчика напряжения, % 5

Критерий качества функционирования при нормированных электромагнитных воздействиях «А»

Масса коммутационного модуля, кг 62,5

Масса шкафа управления 3), кг 35

Срок службы, лет 25

Конструкция коммутационного модуля

Коммутационный модуль РВА/TEL сочетает в себе комбинацию твердой и воздушной изоляции токоведущих частей. Вакуумный выключатель ВВ/TEL в твердой изоляции размещен внутри герметичного металлического защитного корпуса. Такая конструкция позволяет значительно сократить массогабаритные показатели модуля, исключить возможность возникновения внутреннего перекрытия изоляции токоведущих частей, а также разместить в составе модуля встроенную систему измерения токов и напряжения.

Вакуумный выключатель

Вакуумный выключатель, используемый в реклоузере РВА/TEL, отличается от традиционных исполнений выключателей ВВ/TEL наличием твердой изоляции, меньшим межполюсным расстоянием и развернутыми высоковольтными выводами. Выключатель выполнен на класс напряжения 15,5 кВ, что обеспечивает значительный запас по электрической прочности изоляции реклоузера в целом. Подробное описание принципа работы выключателя серии ВВ/TEL приводится в соответствующем руководстве по эксплуатации ИТЕА 674152.003 РЭ.

Корпус коммутационного модуля

Корпус коммутационного модуля изготовлен из прочного корро-зионностойкого алюминиевого сплава, покрытого слоем порошковой краски. Стальные поверхности, находящиеся под воздействием окружающей среды (монтажные отверстия и отверстие под болт заземления), оцинкованы. Корпус состоит из верхнего кожуха и нижней крышки. Специальная силиконовая герметизирующая прокладка обеспечивает степень защиты оболочки корпуса IP65. На корпусе предусмотрены 6 монтажных отверстий М12х22 для установки коммутационного модуля на опоры воздушных линий электропередачи, а также отверстие М12х22 для крепления болта заземления корпуса. Для удаления конденсата, возникающего при значительных перепадах температуры окружающей среды, на нижней крышке предусмотрен дренажный фильтр с керамической вставкой. Фильтр позволяет влаге свободно сливаться наружу и исключает возможность попадания пыли и грязи из внешней среды внутрь коммутационного модуля. В нижней части корпуса расположена защитная крышка разъемов вторичных соединений. Она предназначена для вывода вторичных цепей коммутационного модуля на 32-х контактный штепсельный разъем соединительного кабеля для соединения со шкафом управления. Крышка обеспечивает защиту разъема от воздействия окружающей среды.

Высоковольтные вводы

Высоковольтные вводы представляют собой проходные изоляторы, предназначенные для подключения коммутационного модуля к воздушной линии электропередачи. Для удобства пользователей вводы маркируются обозначениями A,B,C и R,S,T. Внешняя изоляция высоковольтных вводов реклоузера выполнена из кремнеорганической резины. Материал изоляции обладает повышенными адгезионными и гидрофобными свойствами, что соответственно обеспечивает надежное «прилипание» внутренних поверхностей изоляции к токоведущим частям, а также сохранение электрической прочности при различных климатических воздействиях (ультрафиолетовое излучение, океанский и морской бриз, воздействие пыли и влаги). Расположение высоковольтных вводов коммутационного модуля выполнено в одной плоскости с некоторым разнесением по окружности. Тем самым обеспечивается удобство подключения реклоузера к проводам воздушной линии электропередачи. Токоведущие жилы представляют собой медные никелированные проводники диаметром 22 мм.

Система измерения

В реклоузере РВА/TEL используется уникальная встроенная система измерения токов и напряжения. В традиционных реклоузерах состороны нагрузки устанавливаются трансформаторы тока, трансформаторы напряжения отсутствуют. В связи с этим возникают определенные трудности при использовании аппарата в кольцевых сетях с несколькими источниками питания, когда необходимо выполнять контроль напряжения с обеих сторон реклоузера.

В РВА/TEL используются встроенные в высоковольтные вводы комбинированные датчики тока и напряжения (КДТН), состоящие из датчика

тока и датчика напряжения. Всего в состав коммутационного модуля входят 6 датчиков напряжения (по 3 с каждой стороны реклоузера), 3 датчика фазных токов и 1 датчик тока нулевой последовательности, образованный соединением 3 датчиков фазных токов в разомкнутый треугольник для измерения 3I0.

В качестве датчиков тока используется катушка Роговского. Катушка Роговского состоит из провода, намотанного на немагнитный (без насыщения) сердечник. Катушка располагается вокруг проводника, через который проходит измеряемый ток. Первичный ток, проходящий внутри катушки Роговского создает магнитный поток в обмотке, как следствие на выводах обмотки наводится напряжение, пропорциональное степени изменения измеряемого тока. В отличие от традиционных трансформаторов тока выходным сигналом катушки Роговоского является напряжение, пропорциональное производной измеряемого тока. Катушка Роговского работает по основной гармонике 50 Гц. Выходной сигнал с катушки Роговского обрабатывается в шкафу управления РВА/TEL посредством специального математического фильтра.

Благодаря отсутствию насыщающегося магнитопровода, зависимость выходного сигнала от входного линейна во всем диапазоне измеряемых значений. Поэтому катушка Роговского обладает высокой точностью измерений. Допускается использовать катушку Роговского при разомкнутой вторичной обмотке. В качестве датчика напряжения используется емкостной делитель, выходное напряжение которого пропорционально первичному напряжению сети.

Такая система измерения позволяет без установки дополнительных средств измерения применять РВА/TEL в сети любой конфигурации с любым количеством источников, а также контролировать практически все известные параметры режима работы линии.[12]

Монтаж и подключение реклоузеров в линию

Установка на опоры воздушныхлиний.

Для удобства пользователей компания Таврида Электрик разработала монтажные комплекты для установки РВА/TEL на опоры воздушных линий электропередачи. Возможна установка реклоузера на одну или две железобетонные стойки опоры типа СВ.

Монтажные комплекты Таврида Электрик выполнены из прочных материалов, покрытых слоем порошковой краски. В состав комплектов входит все необходимое для установки вакуумного реклоузера РВА/TEL на опоры линии. Для установки РВА/TEL с применением двухопорного комплекта пользователю необходимо установить две железобетонные стойки опоры с траверсами и подвесными изоляторами, а также обеспечить спуск заземления. При использовании одноопорного необходимо обеспечить стойку опоры и внешний спуск заземления. Траверса без подвесных изоляторов входит в комплект. Соединительные зажимы и провода для подключения реклоузера и дополнительного оборудования входят в состав каждого комплекта.

В случаях если предложенные комплекты не удовлетворяют требованиям проекта, допускается изменение существующих или применение иных комплектов собственного производства пользователя при согласовании с компанией Таврида Электрик. При разработке комплектов, отличных от стандартных, необходимо исключать консольное крепление коммутационного модуля к опоре линии.

Коммутационный модуль устанавливается на поддерживающую конструкцию с использованием монтажных отверстий на корпусе модуля. Установка модуля допускается только в горизонтальном положении (вводами вверх). При этом необходимо обеспечить доступ к кольцу ручного отключения и видимость указателя положения главных контактов. При подъеме коммутационного модуля на опоры ВЛ использование высоковольтных выводов не допускается.

Шкаф управления устанавливается на теле опоры. Максимальное расстояние от шкафа управления до коммутационного модуля не может превышать максимальной длины соединительного кабеля – 12 м. Высота установки шкафа управления определяется проектом по требованиюпользователя. Для повышения вандалозащищенности шкафа управления целесообразна его установка в зону напряжения (непосредственно вблизи коммутационного модуля).

Более подробные рекомендации по установке РВА/TEL на опоры воздушных линий приводятся в соответствующей инструкции по монтажу, поставляемой вместе с каждым монтажным комплектом[12]

Принципиальная схема включения в линию

Принципиальная электрическая схема включения РВА/TEL в линию электропередачи определяется схемой электрической сети.

Для организации оперативного питания реклоузера предусматривается установка одного или двух трансформаторов собственных нужд мощностью не менее 200ВА. Для этой цели допускается также использование существующих электрических сетей номинальным напряжением переменного тока 100, 127 или 220 В. Трансформаторы по желанию пользователя могут включаться в комплект поставки реклоузера.

Для защиты РВА/TEL от перенапряжений используются ограничители перенапряжений наружной установки. Рекомендуется установка одного комплекта (в комплекте 3 ОПН) ограничителей перенапряжений при использовании РВА/TEL в качестве фидера на питающей подстанции, при наличии ОПН на сборных шинах. В остальных случаях применения РВА/TEL необходима установка двух комплектов ограничителей перенапряжения.

Допускается отказ от приобретения ограничителей перенапряжения в случае наличия аналогичных ОПН наружной установки у Заказчика или в случае наличия в сети уже установленных ограничителей перенапряжений или других средств защиты от грозовых перенапряжений, если расстояние от РВА/TEL до места установки этих средств не превышает 60 м. ОПН по желанию пользователя могут включаться в комплект поставки РВА/TEL.

По требованиям безопасности для организации видимого разрыва в линии допускается с одной или двух сторон установка линейных разъединителей. Установка разъединителей допускается на соседних опорах на расстоянии не более 1 длины пролета или в непосредственной близости, на расстоянии 10-15 м от места установки реклоузеров. При установке разъединителя на расстоянии до 1 длины пролета рекомендуется на опорах, на которых устанавливается РВА/TEL , со стороны тяжения провода устанавливать железобетонные откосы. Линейные разъединители в комплект поставки РВА/TEL не входят.

1 – линейный разъединитель; 2 – ограничители перенапряжений (ОПН); 3 – трансформатор собственных нужд; 4 – подключение коммутационного модуля; 5 – контур заземления опоры; 6 – спуск заземления ОПН; 7 – кабель внешнего питания шкафа управления; 8 – спуск заземления шкафа управления и коммутационного модуля; 9 – соединительный кабель; 10 – заземление трансформатора собственных нужд.[12]

Заземление реклоузера

Для заземления корпусов коммутационного модуля и шкафа управления используются имеющиеся болты заземления. Заземление выполняется медным проводником на общий спуск заземления, выполненный из листовой стали или катанки. Заземление коммутационного модуля выполняется проводником сечением 20 мм2, шкафа управления – 3,5 мм2. Заземляющие проводники входят в состав стандартных монтажных комплектов.

Заземление трансформаторов собственных нужд допускается выполнять через общий спуск заземления РВА/TEL. Заземление ОПН рекомендуется производить отдельным спуском. Установка ОПН на корпус коммутационного модуля не допускается. Сопротивление заземляющего контура опоры ВЛ должно соответствовать требованиям ПУЭ и находиться в пределах от 4 до 10 Ом в зависимости от условий заземления дополнительно устанавливаемого оборудования

1 – заземление ОПН; 2 – заземление коммутационного модуля; 3 – общий список заземления; 4 – заземление шкафа управления; 5 – заземление опоры

Техническое обслуживание

В процессе эксплуатации реклоузер РВА/TEL не требует проведения периодических (плановых) текущих, средних и капитальных ремонтов в течение всего срока службы. Измерительные датчики тока и напряжения не требуют обслуживания и проведения поверочных работ в течение всего срока службы реклоузера.

Перед отгрузкой потребителям реклоузеры РВА/TEL проходят комплекс приемосдаточных испытаний о чем имеется соответствующая отметка в паспорте.

Перед вводом в эксплуатацию рекомендуется выполнить проверку работоспособности реклоузера путем выполнения нескольких операций включения и отключения, а также проверить работоспособность механизма ручного отключения.

Профилактический контроль технического состояния реклоузера допускается проводить в следующие сроки: при вводе в эксплуатацию, первую проверку – через 2 года эксплуатации, повторные – через 5 лет. В объем профилактического контроля входят: проверка общего состояния реклоузера (внешний осмотр), проверка работоспособности коммутационного модуля и шкафа управления, проверка израсходованного коммутационного ресурса по счетчику операций «ВО».

Исключением является необходимость контроля состояния аккумуляторной батареи, шкафа управления и ее замены после истечения срока службы, который при нормальных условиях эксплуатации составляет 10 лет. В целях сохранения целостности архива данных рекомендуется периодический съем показаний журналов оперативных и аварийных событий.[12]

15 Релейная защита и автоматика линий 10 кВ

Электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты, предназначенными для:

• автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей; если повреждение (например, замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью) непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие релейной защиты только на сигнал:

• реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы (например, перегрузку, повышение напряжения в обмотке статора гидрогенератора); в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на отключение тех элементов, оставление которых в работе может привести к возникновению повреждения.

Релейная защита, действующая на отключение, как правило, должна обеспечивать селективность действия, с тем, чтобы при повреждении какого-либо элемента электроустановки отключался только этот поврежденный элемент.

Допускается неселективное действие защиты (исправляемое последующим действием АПВ или АВР):

• для обеспечения, если это необходимо, ускорения отключения КЗ при использовании упрощенных главных электрических схем с отделителями в цепях линий или трансформаторов, отключающими поврежденный элемент в бестоковую паузу.

Устройства релейной защиты с выдержками времени, обеспечивающими селективность действия, допускается выполнять, если:

• при отключении КЗ с выдержками времени обеспечивается выполнение требований 3;

• защита действует в качестве резервной

Надежность функционирования релейной Защиты (срабатывание при появлении условий на срабатывание и несрабатывание при их отсутствии) должна быть обеспечена применением устройств, которые по своим параметрам и исполнению соответствуют назначению, а также надлежащим обслуживанием этих устройств.

При необходимости следует использовать специальные меры повышения надежности функционирования, в частности схемное резервирование, непрерывный или периодический контроль состояния и др. Должна также учитываться вероятность ошибочных действий обслуживающего персонала при выполнении необходимых операций с релейной защитой.

Сети 10 кВ выполняются с изолированной нейтралью.

Для таких сетей должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от междуфазных замыканий.

Для питающих и разделительных сетей 10 кВ в качестве основной служит максимальная токовая защита.

В качестве источников переменного оперативного тока служат транс-форматоры тока и трансформаторы напряжения.

По проекту в линиях предусмотрена установка реклоузеров марки РВА/TEL, они имеют следующие характиристики:

В вакуумном реклоузере РВА/TEL реализованы следующие виды защит и автоматики:

• токовая защита от междуфазных коротких замыканий (КЗ);

• защита от однофазных замыканий на землю;

• защита минимального напряжения;

• автоматическое повторное включение;

• автоматический ввод резервного питания;

• автоматическая частотная разгрузка.

Дополнительно функциональность реклоузера позволяет осуществлять:

• отстройку от бросков тока намагничивания силовых трансформа-

торов;

• пусковых токов двигателей и увеличения тока при включении на «холодную нагрузку»;

• реализацию режима «работа на линии»;

• координацию последовательности зон в циклах АПВ.

Настройка РЗиА производится с панели управления или персонального компьютера посредством программы TELUS. В памяти РВА/TEL может храниться до четырех независимых групп уставок. Каждая отдельная группа уставок представляет из себя набор настроек всех видов защит и автоматики, запрограммированных в шкафу управления. Это дает возможность пользователю заранее запрограммировать настройки реклоузеров и быстро их изменять при запланированных изменениях в первичной сети (временный ввод нового центра питания, сезонная переконфигурация сети и т.д.).

Многофункциональная релейная защита и автоматика реклоузера РВА/TEL является собственной разработкой компании Таврида Электрик и специально предназначена для использования на воздушных линиях электропередачи 10(6) кВ. Широкие функции в сочетании со встроенной системой измерения токов и напряжения позволяют обеспечить быструю автоматическую работу РВА/TEL при повреждениях в сетях любой конфигурации. При этом обеспечивается автоматическая локализация поврежденного участка линии и восстановление питания неповрежденных потребителей за считанные секунды.

Многие решения, реализованные при разработке релейной защиты и автоматики РВА/TEL, принципиально отличаются от традиционных микропроцессорных и электромеханических терминалов РЗА. Благодаря этому реклоузер может использоваться как для выполнения простых защитныхфункций, так и сложных алгоритмов автоматизации распределительных сетей 10(6) кВ.

15.1 Блок микропроцессорной релейной защиты SMPR-1

В ячейках КРУН устанавливаем цифровое реле SMPR-1

Описание

Блок SMPR-1 предназначен для измерения фазных токов и действующего значения токаечки на землю, а также действующих значений напряжения в нормальных и аварийных условиях работы.

Данные от измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения обрабатываются встроенным микропроцессором. В случае несоответствия контролируемых параметров значениям уставок формируется аварийный сигнал и команда отключения. Блок SMPR-1 позволяет проводить полный комплекс измерений.

Блоки защиты имеются в наличии на нашем складе в Санкт-Петербурге

Применение

— Основная или резервная защита электростанций и распределительных систем промышленного или общего назначения.

— Защита трансформаторов, воздушных или кабельных линий электропередач, электродвигателей и генераторов.

Функции защиты (код ANSI)

— Защита минимального напряжения (27).

— Направленная мощность (32).

Защита минимального тока (37).

— Максимальная токовая защита обратной последовательности (небаланс) (46).

— Защита по максимальному напряжению обратной последовательности (47).

— Максимальная токовая в фазах с независимой временной характеристикой (50).

— Максимальная токовая на землю с независимой временной характеристикой (50N/50G).

— Уровень аварийной сигнализации при перегрузке. Максимальная токовая в фазах с обратной временной зависимостью (51).

— Максимальная токовая на землю с обратной временной зависимостью (51N/51G). —

— Выбор временных характеристик кривых по ANSI, IAC или IEC/BS142:

— слабая обратная временная зависимость;

— нормальная обратная временная зависимость;

— сильная обратная временная зависимость;

— чрезвычайно сильная обратная временная зависимость;

— заданное время (независимая характеристика).

-Защита по коэффициенту мощности (55).

— Защита от перенапряжения (59).

— Логическая селективность (68).

— Защита от повышения и понижения частоты срабатывания (81).

— Запоминание срабатывания выходных реле (86). — Вывод данных об остаточном токе (кА) на фазе при срабатывании выключателя.

Связь

— Дистанционное управление с использованием ПК или ПЛК через порт RS232 и 2 порта RS485.

— Дистанционное программирование уставок.

— Протокол связи: Modbus RTU.

Сигнализация

— Индикация при помощи светодиодов (LED) и жидкокристаллического дисплея (LCD).

— Индикация данных о причинах последнего срабатывания.

— Индикация и запись в память аварийных параметров сети.

— Индикация состояния выключателя (включен, отключен, заземлен).

— Индикация данных о действующих значениях токов на фазах и тока утечки на землю.

— Индикация данных о действующих значениях линейных фазных напряжений.

— Индикация данных об активной мощности (кВт), реактивной мощности (квар) и полной мощности (кВ•А).

— Индикация данных об активной энергии (МВт•ч) и реактивной энергии (Мвар•ч).

— Индикация данных о коэффициенте мощности, частоте сети.

— Индикация данных о положительной и отрицательной активной мощности (кВт) и реактивной мощности (квар).

— Индикация данных о средней и максимальной нагрузке: ток в каждой фазе (A), активная

мощность (кВт), реактивная мощность (квар).

напряжение питания = 24–310 В ~ 24–240 В

Габаритные размеры: 144 × 144 х 141 мм

Степень защиты: IP54

15.2 Расчет первой ступени МТЗ без выдержки времени (токовая отсечка)

Определяется ток срабатывания токовой отсечки:

(60)

где Кн – коэффициент надежности, учитывающий погрешность в токе срабатывания реле, Кн=1,2 – для реклоузера РВА/TEL;

Iс.о=1,2*1260=1512 А.

Данную уставку принимаем для всех коммутационных аппаратов линии. Тогда при появлении трехфазного КЗ в линии отключаются все реклоузеры и выключатель на ГПП. В настройках реклозеров есть возможность устанавливать направленные защиты независимые друг от друга. Пользуясь этой возможностью зададим время срабатывания АПВ для нормального и аварийного режима.

Выбираем время срабатывания АПВ от действия первой ступени МТЗ при нормальном режиме работы сети, отключен В4. При КЗ на линии первым включается выключатели на ГПП Q7 и Q8 через 0,3 с (время включения выключателя) остальные аппараты включаются по цепочке от начала линии с интервалом 0,4с.

Выбираем время срабатывания АПВ от действия первой ступени МТЗ при аварийном режиме работы сети, включен В4, отключен Q8.

Аварийный режим включен В4, отключен Q7:

15.3 Расчет второй ступени МТЗ с выдержкой времени

Защиты отстраиваем по максимальным рабочим токам во всех коммутационных аппаратах линий. Расчеты проведем для нормального и аварийного режима.

Находим ток срабатывания защиты:

(61)

где Кн – коэффициент надежности, обеспечивающий надежное несрабатывание (отстройку) защиты путем учета погрешности реле с необходимым запасом, для РВА/TEL кн=1,2;

Кс.з – коэффициент самозапуска, зависит от вида нагрузки, Кс.з=1,2;

Кв – коэффициент возврата реле, Кв=0,8.

Найдем токи протекающие в линиях на определенных участках. Полученные значения внесем в таблицу 29

Таблица 29 — …Мощность и токи в линиях

наименование Sp.полож Sp.отр Ip.полож Ip.отр Iс.з полож Iс.з отр

Q7 6062 0 333 0 400 0

Q8 6062 0 333 0 400 0

В1 3049 3013 168 166 201 199

В2 2292 3771 126 207 151 249

В3 758 0 42 0 50 0

В4 2292 3771 126 207 151 249

В5 387 5676 312 21 26 375

В6 1231 4831 266 68 81 319

В7 5092 971 280 53 336 64

Полученные данные используем для задания времятоковых характеристик.

Выключатель Q7

Название защит Ток, А Время откл, с Вр вкл АПВ

Положительно направленные:

— первая ступень МТЗ

— вторая ступень МТЗ

1512

400

0,1

0,1

0,3

0,3

Отрицательно направленные:

— первая ступень МТЗ

— вторая ступень МТЗ

—

—

—

—

Выключатель Q7

Название защит Ток, А Время откл, с Вр вкл АПВ

Положительно направленные:

— первая ступень МТЗ

— вторая ступень МТЗ

1512

400

0,1

0,1

0,3

0,3

Отрицательно направленные:

— первая ступень МТЗ

— вторая ступень МТЗ

—

—

—

—

Реклоузер В1

Название защит Ток, А Время откл, с Вр вкл АПВ

Положительно направленные:

— первая ступень МТЗ

— вторая ступень МТЗ

1512

201

0,04

0,1

1,1

1,1

Отрицательно направленные:

— первая ступень МТЗ

— вторая ступень МТЗ

1512

199

0,04

0,1

1,9

1,9

Реклоузер В2

Название защит Ток, А Время откл, с Вр вкл АПВ

Положительно направленные:

— первая ступень МТЗ

— вторая ступень МТЗ

1512

151

0,04

0,1

1,1

1,1

Отрицательно направленные:

— первая ступень МТЗ

— вторая ступень МТЗ

1512

249

0,04

0,1

1,9

1,9

Реклоузер В3

Название защит Ток, А Время откл, с Вр вкл АПВ

Положительно направленные:

— первая ступень МТЗ

— вторая ступень МТЗ

1512

50

0,04

0,1

1,9

1,9

Отрицательно направленные:

— первая ступень МТЗ

— вторая ступень МТЗ

—

—

—

—

—

—

Реклоузер В4

Название защит Ток, А Время откл, с Вр вкл АПВ

Положительно направленные:

— первая ступень МТЗ

— вторая ступень МТЗ

1512

151

0,04

0,1

1,5

1,5

Отрицательно направленные:

— первая ступень МТЗ

— вторая ступень МТЗ

1512

249

0,04

0,1

1,5

1,5

Реклоузер В5

Название защит Ток, А Время откл, с Вр вкл АПВ

Положительно направленные:

— первая ступень МТЗ

— вторая ступень МТЗ

1512

26

0,04

0,1

2,3

2,3

Отрицательно направленные:

— первая ступень МТЗ

— вторая ступень МТЗ

1512

375

0,04

0,1

0,7

0,7

Реклоузер В6

Название защит Ток, А Время откл, с Вр вкл АПВ

Положительно направленные:

— первая ступень МТЗ

— вторая ступень МТЗ

1512

81

0,04

0,1

1,9

1,9

Отрицательно направленные:

— первая ступень МТЗ

— вторая ступень МТЗ

1512

319

0,04

0,1

1,1

1,1

Реклоузер В7

Название защит Ток, А Время откл, с Вр вкл АПВ

Положительно направленные:

— первая ступень МТЗ

— вторая ступень МТЗ

1512

336

0,04

0,1

0,7

0,7

Отрицательно направленные:

— первая ступень МТЗ

— вторая ступень МТЗ

1512

64

0,04

0,1

1,9

1,9

16 Методика расчета эффективности внедрения реклоузеров

В соответствии с назначением установки реклоузеров РВА/TEL в сети выбирается вариант применения согласно п.8.2:

1. Секционирование в сети с односторонним питанием (п.8.4.1. — 4, 5, 6);

2. Секционирование в сети с сетевым резервом (п.8.4.1. — 3, 4, 5, 6);

3. Секционирование с применением плавких предохранителей (п.8.4.1.-1, 4, 6);

4. Разборка и сборка сети (п.8.4.1. — 4, 5, 6);

5. Открытое распределительное устройство (п.8.4.1. – 7);

6. Надежность электроснабжения отдельного потребителя (п.8.4.1.– 5);

7. Установка на границе балансовой принадлежности (п.8.4.1. – 1, 2).

Выбор критерия оптимизации

Общий подход

В зависимости от назначения установки реклоузера в сети и выбранного варианта применения в ряде случаев возникает необходимость определить оптимальные места установки РВА/TEL в линии. К таким случаям относится установка реклоузеров с целью повышения надежности электроснабжения потребителей. Для того чтобы установка реклоузеров решала данную задачу наиболее эффективно необходимо определить критерий оптимизации. Критерием оптимизации выбора места установки реклоузеров в сети с целью повышения надежности электроснабжения потребителей является минимизация соответствующих показателей надежности после установки реклоузеров:

1. Суммарный годовой недоотпуск электрической энергии (DWНО) Используется в случае, если необходимо обеспечить повышение надежности потребителей фидера в целом. Целевой функцией оптимизации является минимизация показателя по сети в целом. В общем виде суммарный годовой недоотпуск рассчитывается для сети по выражению:

(62)

где – годовой недоотпуск электроэнергии (кВт•ч/год), w0 – удельная частота повреждений ВЛ 10(6) кВ (1/на 100 км в год), Т– среднее время восстановления одного устойчивого повреждения (ч), L – длина участка линии (м), SУ – установленная мощность трансформатора потребительской подстанции (кВА); cosj – коэффициент мощности; kс – коэффициент спроса.

Методика расчета показателей надежности

Минимизацию показателей надежности при различных вариантах установки реклоузеров РВА/TEL целесообразно проводить в сопос тавлении с базовым вариантом сети. В реальных расчетах за базовый вариант сети нужно принимать упрощенную схему уже существующей сети с установленными в ней коммутационными аппаратами. В большинстве случаев в качестве такой схемы можно принять традиционную модель ВЛ 10 кВ с электромеханической релейной защитой и однократным АПВ в центрах питания, а также ручными разъедини телями на линии.ХНИЧЕСКОЕ 36

Для выполнения расчета показателей надежности необходимо определить следующие исходные данные:

1. О наличии в сети автоматических пунктов секционирования – для того чтобы скорректировать базовый вариант схемы сети;

2. О наличии автоматического повторного включения – для определения степени влияния установки реклоузеров на количество отключений линии;

3. Удельная частота повреждений w0 – количество устойчивых отключений линии, на которой планируется установка РВА/TEL в отношении на 100 км;

4. Среднее время восстановления электроснабжения Т – среднее время, затрачиваемое на восстановление электроснабжения потребителей при одном устойчивом повреждении;

5. Нагрузки потребителей и средние коэффициенты загрузки потребительских подстанций;

6. Протяженности магистральных участков линии и ответвлений. Для расчета показателей надежности электроснабжения потребителей до и после установки реклоузеров необходимо представлять каким образом автоматическое секционированиелиний с применением РВА/TEL может повлиять на эти показатели. Из выражений 1-3 видна прямая зависимость недоотпуска электрической энергии, количества и длительности отключений от следующих составляющих:

w0 – удельная частота повреждений линий в год, 1/100 км;

T – общее время восстановления электроснабжения в год, ч;

L•PУ•cosj•kC – величина отключаемой нагрузки при одном отключении на участке длиной L, кВт•км.

Оценим возможное влияние РВА/TEL на эти составляющие и как следствие на показатели надежности электроснабжения потребителей.

Удельная частота повреждений линии

Около 80% повреждений в воздушных распределительных сетях, по своей природе являются неустойчивыми, поэтому целесообразно применять АПВ. Статистика показывает, что успешность первого цикла АПВ сокращает общее количество отключений на 60%, второй – дополнительно на 20%.

В существующих распределительных сетях роль первого цикла АПВ, как правило, выполняет оперативная бригада, которая производит первое пробное включение выключателя в центре питания при его аварийном отключении.

Децентрализованная система секционирования сети с применением РВА/TEL предполагает минимально однократное АПВ. В ряде случаев на реклоузерах используется двукратное, реже трехкратное АПВ.

В зависимости от наличия или отсутствия автоматики повторного включения в сети, где планируется установка реклоузеров, применение децентрализованной автоматизации с многократным автоматическим повторным включением линии (АПВ) позволяет в среднем сократить количество отключений на 20% — при использовании двукратного АПВ и на 25% процентов – при трехкратном АПВ. Для оценки данного эффекта в расчетные формулы показателей надежности вводится коэффициент kНУ. Тогда выражения для расчета показателей надежности примут вид:

(63)

где kну – коэффициент, учитывающий влияние децентрализованной системы секционирования линий на количество аварийных отключений.

В практических расчетах kНУ может принимать следующие значения:

0 – в исходной сети без реклоузеров и если в сети, где планируется установка реклоузеров уже имеется автоматика повторного включения или количество циклов АПВ на реклоузерах, в соответствии с принятым алгоритмом работы равно количеству циклов АПВ на головном выключателе;

0,2 – если на реклоузере используется двукратное АПВ, а на головном выключателе АПВ однократное или выполняется вручную;

0,25 – если на реклоузере реализовано трехкратное АПВ.

Общее время восстановления электроснабжения

Процесс восстановления электроснабжения потребителей в существующих распределительных сетях разделяют на несколько характерных этапов:

1. От момента отключения линии до начала поиска – время, через которое диспетчеру поступит информация о наличии повреждения на линии;

2. Поиск поврежденного участка – первое пробное включение выключателя ВГ в центре питания (ручное повторное включение) и после этого последовательные переезды и ручные переключения разъединителей на линии до момента нахождения поврежденного участка (отключение ЛР4 — включение ВГ — ВГ отключается — отключение ЛР3 – включение ВГ – ВГ отключается – отключение ЛР2 – включение ВГ – ВГ остается включенным – поврежденный участок найден);

3. Локализация поврежденного участка– включение разъединителей между участком с повреждением и сетевым резервом (отключение ВГ – включение ЛР4);

4. Включение потребителей неповрежденных участков – ввод сетевого резерва (включение ВГ с подачей питания до ЛР2 – отключение ВГ на смежной подстанции – включение сетевого резерва – включение ВГ на смежной подстанции).

5. Обход поврежденного участка – поиск непосредственно места повреждения на локализованном участке.

6. Ремонт поврежденного участка – выполнение ремонтных работ в зависимости от вида повреждения. Процесс восстановления электроснабжения в аварийном режиме Общее время восстановления электроснабжения колеблется от 3 до 10 и более часов. При этом около 60% времени тратиться на поиск и локализацию поврежденного участка (этапы 1-4) и только 40% непосредственно на выполнение ремонтных работ (этапы 5-6). При внедрении децентрализованной автоматизации выделение участка повреждения и включение резервного питания происходит автоматически, за считанные секунды. Таким образом, общее время восстановления электроснабжения фактически сокращается до величины времени, затрачиваемого непосредственно на обход и ремонт поврежденного участка. Количественно оценить этот эффект достаточно сложно, поскольку требуется значительный объем исходной информации: принятый алгоритм переездов оперативных бригад при локализации поврежденного участка, рельеф местности и средние скорости передвижения оперативных бригад. Поэтому для укрупненных расчетов эффективности можно оперировать средним показателем – 40%. Для оценки эффекта в расчетных выражениях 1-3 вводится дополнительный коэффициент – kВВ. Выражения для расчета показателей надежности примут вид:

(64)

где kвв – коэффициент, учитывающий влияние децентрализованной системы секционирования на общее время восстановления электроснабжения.

Величина отключенной нагрузки

Наиболее существенное влияние децентрализованная автоматизация оказывает на сокращение величины отключаемой нагрузки. В расчетах показателей надежности этот эффект оценивается путем определения количества отключаемой нагрузки при повреждениях на отдельных участках между реклоузерами. За счет того, что в ремонт автоматически выводится конкретный участок сети, степень влияния повреждения на потребителей ограничена установленными в сети коммутационными аппаратами.

Пример расчета показателей надежности для схемы без реклоузеров

В таблице 30… представлены данные необходимые для расчета надежности линии

Таблица 30 – Длина и активная мощность в линии

Наименов ВЛ Рр L км

от В3 до ТП 353 735 3

от В7 до В1 1981 2,52

от ПС до В7 941,5 5,5

от В2 до В4 0 1,9

от В4 до В6 1029 1,7

от В5 до В6 819 1,5

от ПС до В5 375 6,3

удельная частота повреждений – 15 на 100 км;

среднее время восстановления электроснабжения – 10 часов.

Квв = 1; Кну = 0

В базовом варианте вероятность отключения потребителей по всей протяженности фидера одинакова. Где бы ни произошло КЗ (в точках К1, К2 и К3) электроснабжение теряют все потребители. Вероятность или количество отключений фидера определяется его суммарной протяженностью (15 км по магистрали и 10 км по ответвлениям). Показатели надежности электроснабжения потребителей практически не зависят от принадлежности к отдельным участкам линии и также определяются из вероятности повреждения всего фидера. Расчет линии производим по формуле (7) и представляем в таблице…

Таблица 31 – Недоотпуск ∆W в линии

Наименов ВЛ Рр L км ∆W

от В3 до ТП 353 735 3 42529

от В7 до В1 1981 2,52

от ПС до В7 941,5 5,5

от В2 до В4 0 1,9

от В4 до В6 1029 1,7 19007

от В5 до В6 819 1,5

от ПС до В5 375 6,3

итого: 61536

ИЧЕС

КОЕ ОПИСА Н

Пример расчета показателей надежности для схемы с реклоузерами

Таблица 32 – Длина и активная мощность в линии

Наименов ВЛ Рр L км

от В3 до ТП 353 735 3

от В7 до В1 1981 2,52

от ПС до В7 941,5 5,5

от В2 до В4 0 1,9

от В4 до В6 1029 1,7

от В5 до В6 819 1,5

от ПС до В5 375 6,3

удельная частота повреждений – 15 на 100 км;

среднее время восстановления электроснабжения – 10 часов.

Квв =0,5; Кну = 0,8

В данном примере появляется возможность автоматически подать резервное питание от независимого источника – смежной подстанции. При возникновении повреждения в любой точке сети оно будет автоматически локализовано в пределах одного участка. В отличие от предыдущего варианта появление КЗ на одном участке не влияет на надежность электроснабжения потребителей смежных участков. По сравнению с базовым вариантом вероятность отключения потребителей в пределах одного участка определяется не общей протяженностью фидера, а длиной отдельного участка между двумя реклоузерами.

Расчет линии производим по формуле (7) и представляем в таблице 33

Таблица 33 — Недоотпуск ∆W в линии ТЕ

Наименов ВЛ Рр L км ∆W

от В3 до ТП 353 735 3 794

от В7 до В1 1981 2,52 1797

от ПС до В7 941,5 5,5 1864

от В2 до В4 0 1,9 503

от В4 до В6 1029 1,7 630

от В5 до В6 819 1,5 442

от ПС до В5 375 6,3 851

итого: 6880

Сравним эти варианты и посчитаем экономическую выгоду от внедрения реклоузеров. Стоимость 1 кВт/ч возьмем согласно тарифной стоимости в данном районе равной 2,5 рубля.

Таблица 34 – Сравнение вариантов

Вариант ∆W кВт.ч/год ∆W% Стоимость недоотпуска

1 без реклоузеров 61536 100% 153840

2 с реклоузерами 6880 12% 17200

Где ∆W – процентное отношение недоотпуска электроэнергии

∆W1-∆W2=61536-6880=54656 кВт.ч/год

тогда стоимость недоотпущенной электроэнергии будет составлять 153840 – 17200 = 136640 руб. Это значит, что при внедрении реклоюзеров в линию, мы помимо улучшения качества электроснабжения, станем получать 136640 руб в год благодаря уменьшению недоотпуска электроэнергии.

17 Локальные сметные расчеты (сметы)

Локальные сметные расчеты (сметы) на отдельные виды строительных и монтажных работ, а также на стоимость оборудования составляются исходя из следующих данных:

параметров зданий, сооружений, их частей и конструктивных элементов, принятых в проектных решениях;

объемов работ, принятых из ведомостей строительных и монтажных работ и определяемых по проектным материалам;

номенклатуры и количества оборудования, мебели и инвентаря, принятых из заказных спецификаций, ведомостей и других проектных материалов;

действующих сметных нормативов и показателей на виды работ, конструктивные элементы, а также рыночных цен и тарифов на продукцию производственно-технического назначения и услуги.

Локальные сметные расчеты (сметы) составляются:

а) по зданиям и сооружениям:

на строительные работы, специальные строительные работы, внутренние санитарно- технические работы, внутреннее электроосвещение, электросиловые установки, на монтаж и приобретение технологического и других видов оборудования, контрольно-измерительных приборов (КИП) и автоматики, слаботочных устройств (связь, сигнализация и т.п.), приобретение приспособлений, мебели, инвентаря и др.;

б) по общеплощадочным работам:

на вертикальную планировку, устройство инженерных сетей, путей и дорог, благоустройство территории, малые архитектурные формы и др.

При проектировании сложных зданий и сооружений, осуществляемых несколькими проектными организациями, а также при формировании сметной стоимости по пусковым комплексам допускается составление на один и тот же вид работ двух и более локальных сметных расчетов (смет).

В локальных сметных расчетах (сметах) производится группировка данных в разделы по отдельным конструктивным элементам здания (сооружения), видам работ и устройств в соответствии с технологической последовательности работ и учетом специфических особенностей отдельных видов строительства. По зданиям и сооружениям может быть допущено разделение на подземную часть (работы «нулевого цикла») и надземную часть.

Локальный сметный расчет (смета) может иметь разделы:

по строительным работам — земляные работы; фундаменты и стены подземной части; стены; каркас; перекрытия, перегородки; полы и основания; покрытия и кровли; заполнение проемов; лестницы и площадки; отделочные работы; разные работы (крыльца, отмостки и прочее) и т.п.;

по специальным строительным работам -фундаменты под оборудование; специальные основания; каналы и приямки; обмуровка, футеровка и изоляция; химические защитные покрытия и т.п.;

по внутренним санитарно-техническим работам — водопровод, канализация, отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха и т.п.;

по установке оборудования — приобретение и монтаж технологического оборудования; технологические трубопроводы; металлические конструкции (связанные с установкой оборудования) и т.п.

Стоимость работ в локальных сметных расчетах (сметах) в составе сметной документации может приводиться в двух уровнях цен:

в базисном уровне, определяемом на основе действующих сметных норм и цен 2001 года;

в текущем (прогнозном) уровне, определяемом на основе цен, сложившихся ко времени составления смет или прогнозируемых к периоду осуществления строительства.

При составлении локальных сметных расчетов (смет) используются расценки из соответствующих сборников, при этом в каждой позиции локального сметного расчета (сметы) указывается шифр нормы, состоящий из номера сборника (два знака), номера раздела (два знака), порядкового номера таблицы в данном разделе (три знака) и порядкового номера нормы в данной таблице (один два знака). Параметры отдельных характеристик (длина, высота, площадь, масса и т. д.), приведенные со словом «до», следует понимать включительно, а со словом «от» — исключая указанную величину, т.е. свыше.

При составлении локальных сметных расчетов (смет) учитываются условия производства работ и усложняющие факторы.

Коэффициенты учитывающие условия производства работ и усложняющие факторы приведены в приложении № 1 настоящей Методики.

Если усложняющие факторы учтены элементными сметными нормами и единичными расценками, коэффициенты, приведенные в приложении №1, не применяются.

При ссылках в локальных сметных расчетах (сметах) на техническую часть или вводные указания сборников расценок или другие нормативные документы в графе «шифр, номера нормативов и коды ресурсов» после номера сборника и расценки указывается начальными буквами ТЧ или ВУ и номер соответствующего пункта, например: ТЧ-5 или ВУ-4, а при учете в позициях локальных смет (смет) коэффициентов (приведены в приложении №1), учитывающих условия производства работ, в графе 2 сметы указывается величина этого коэффициента, а также сокращенное наименование и пункт нормативного документа.

При составлении локальных сметных расчетов (смет) на работы по реконструкции, расширению и техническому перевооружению действующих предприятий, зданий и сооружений учитываются усложняющие факторы и условия производства таких работ, с помощью соответствующих коэффициентов, приведенных в соответствующих сборниках сметных норм и расценок («Общие положения»).

Выполняемые при ремонте и реконструкции зданий и сооружений работы, аналогичные технологическим процессам в новом строительстве, следует нормировать по соответствующим сборникам ГЭСН-2001 на строительные и специальные строительные работы (кроме норм сборника ГЭСН № 46 «Работы при реконструкции зданий и сооружений») с применением коэффициентов 1,15 к нормам затрат труда и 1,25 к нормам времени эксплуатации строительных машин. Указанные коэффициенты допускается применять совместно с коэффициентами, приведенными в Приложении 1 к настоящей Методике.

При ведении земляных работ на территории, отведенной под строительство в местах, относимых в установленном порядке к районам бывших военных действий, к расценкам на разработку грунта на глубину до 2-х метров экскаваторами или бульдозерами, а также на корчевку пней рекомендуется применять коэффициент 1,4.

По работам, в технологии производства которых предусмотрена сварка металлоконструкций, металлопроката, стальных труб, листового металла, закладных деталей и др. металлоизделий элементные сметные нормы и единичные расценки разработаны из условия применения углеродистой стали.

При применении нержавеющей стали к нормам затрат труда предусмотренных в составе единичных расценок рекомендуется применять коэффициент 1,15.

Стоимость, определяемая локальными сметными расчетами (сметами), может включать в себя прямые затраты, накладные расходы и сметную прибыль.

Прямые затраты учитывают стоимость ресурсов, необходимых для выполнения работ:

материальных (материалов, изделий, конструкций, оборудования, мебели, инвентаря);

технических (эксплуатации строительных машин и механизмов);

трудовых (средства на оплату труда рабочих, а также машинистов, учитываемые в стоимости эксплуатации строительных машин и механизмов).

В составе прямых затрат отдельными строками может учитываться разница в стоимости электроэнергии, получаемой от передвижных электростанций, по сравнению со стоимостью электроэнергии отпускаемой энергосистемой России и другие затраты.

Накладные расходы учитывают затраты строительно-монтажных организаций, связанные с созданием общих условий производства, его обслуживанием, организацией и управлением.

Сметная прибыль включает в себя сумму средств, необходимых для покрытия отдельных (общих) расходов строительно-монтажных организаций на развитие производства, социальной сферы и материальное стимулирование.

Начисление накладных расходов и сметной прибыли при составлении локальных сметных расчетов (смет) без деления на разделы производится в конце сметного расчета (сметы), за итогом прямых затрат, а при формировании по разделам — в конце каждого раздела и в целом по сметному расчету (смете).

Локальные сметные расчеты (сметы) рекомендуется составлять с учетом приложения № 2 к настоящей Методике.

При использовании ресурсного или ресурсно-индексного метода рекомендуется применять образец № 4 (приложение № 2), в которой производятся выделение, суммирование ресурсных показателей с определением стоимости в соответствующем уровне цен, или образец № 5 (приложение № 2), на основе которой в составе локальной ресурсной ведомости выделяются и суммируются ресурсные показатели, а затем по образцу № 4 определяется стоимость работ (размер затрат).

В случаях, когда в соответствии с проектными решениями осуществляются разборка конструкций или снос зданий и сооружений по конструкциям, материалам и изделиям, пригодным для повторного применения, за итогом локальных сметных расчетов (смет) на разборку, снос (перенос) зданий и сооружений справочно приводятся возвратные суммы (суммы, уменьшающие размеры выделяемых заказчиком капитальных вложений). Эти суммы не исключаются из итога локального сметного расчета (сметы) и из объема выполненных работ. Они показываются отдельной строкой под названием «В том числе возвратные суммы» и определяются на основе приводимых также за итогом расчета (сметы) номенклатуры и количества получаемых для последующего использования конструкций, материалов и изделий. Стоимость таких конструкций, материалов и изделий в составе возвратных сумм определяется по цене возможной реализации за вычетом из этих сумм расходов по приведению их в пригодное для использования состояние и доставке в места складирования.

Стоимость материалов, получаемых в порядке попутной добычи (камень, щебень, песок, лес и др.), при наличии возможности их реализации рекомендуется учитывать по сложившимся в регионе ценам.

В случае невозможности использования или реализации материалов от разборки или попутной добычи их стоимость в возвратных суммах не учитывается.

Конструкции, материалы и изделия, учитываемые в возвратных суммах, рекомендуется отличать от так называемых оборачиваемых материалов (опалубка, крепление и т.п.), применяемых в соответствии с технологией строительного производства по нескольку раз при выполнении отдельных видов работ.

При выполнении отдельных видов работ в соответствии с технологией строительного производства отдельные материалы (опалубка, крепление и т.п.) используются несколько раз, т.е. оборачиваются. Неоднократная их оборачиваемость учитывается в сметных нормах и составляемых на их основе расценках на соответствующие конструкции и виды работ. В случаях, когда на объекте невозможно достичь нормативного числа оборота индустриальной опалубки, креплений и т. д., что должно быть обосновано ПОС, норма корректируется.

Стоимость оборудования, мебели и инвентаря включается в локальные сметные расчеты (сметы).

При использовании оборудования, числящегося в основных фондах, пригодного для дальнейшей эксплуатации и намечаемого к демонтажу и переносу в строящееся (реконструируемое) здание, в локальных сметных расчетах (сметах) предусматриваются только средства на демонтаж и повторный монтаж этого оборудования, а за итогом сметы справочно показывается его балансовая стоимость, учитываемая в общем лимите стоимости для определения технико-экономических показателей проекта.

Определение накладных расходов

4.30. Накладные расходы в локальной смете определяются от фонда оплаты труда (ФОТ) на основе:

укрупненных нормативов по основным видам строительства, применяемых при составлении инвесторских сметных расчетов;

нормативов накладных расходов по видам строительных, ремонтно-строительных, монтажных и пусконаладочных работ, применяемых при составлении локальных смет;

индивидуальной нормы для конкретной подрядной организации.

Для определения норм накладных расходов в локальных сметах используются методические указания по определению величины накладных расходов в строительстве.

Определение величины сметной прибыли

Размер сметной прибыли определяется от фонда оплаты труда (ФОТ) рабочих на основе:

общеотраслевых нормативов, устанавливаемых для всех исполнителей работ, применяемых при составлении инвесторских сметных расчетов;

нормативов по видам строительных и монтажных работ, применяемых при составлении локальных сметных расчетов (смет);

индивидуальной нормы для конкретной подрядной организации (за исключением строек, финансируемых за счет средств федерального бюджета).

Для определения норм сметной прибыли в локальных сметах используются документы, определяющие величины сметной прибыли в строительстве.

Объектные сметные расчеты (сметы)

Объектные сметные расчеты (сметы) рекомендуется составлять в текущем уровне цен по образцу № 3, приведенному в приложении № 2 к настоящей Методике, на объекты в целом путем суммирования данных локальных сметных расчетов (смет) с группировкой работ и затрат по соответствующим графам сметной стоимости «строительных работ», «монтажных работ», «оборудования, мебели и инвентаря», «прочих затрат».

С целью определения полной стоимости объекта, необходимой для расчетов за выполненные работы между заказчиком и подрядчиком, в конце объектной сметы к стоимости строительных и монтажных работ, определенной в текущем уровне цен, рекомендуется дополнительно включать средства на покрытие лимитированных затрат, в том числе:

на удорожание работ, выполняемых в зимнее время, стоимость временных зданий и сооружений и другие затраты, включаемые в сметную стоимость строительно-монтажных работ и предусматриваемые в составе главы «Прочие работы и затраты» сводного сметного расчета стоимости строительства, — в соответствующем проценте для каждого вида работ или затрат от итога строительно-монтажных работ по всем локальным сметам, либо в размерах, определяемых по расчету;

часть резерва средств на непредвиденные работы и затраты, предусмотренного в сводном сметном расчете, с учетом размера, согласованного заказчиком и подрядчиком для включения в состав твердой договорной цены на строительную продукцию.

При расчетах между заказчиком и подрядчиком за фактически выполненные объемы работ эта часть резерва подрядчику не передается, а остается в распоряжении заказчика. В этом случае объемы фактически выполняемых работ фиксируются в обосновывающих расчеты документах, в том числе и тех работ, которые дополнительно могут возникать при изменении заказчиком в ходе строительства ранее принятых проектных решений.

В тех случаях, когда стоимость объекта определена по одной локальной смете, объектная смета не составляется. При этом роль объектной сметы выполняет локальная смета, в конце которой включаются средства на покрытие лимитированных затрат в том же порядке, что и для объектных смет. При совпадении понятий объекта и стройки в сводный сметный расчет стоимости строительства включаются также данные из локальных смет.

При составлении на один и тот же вид работ двух или более локальных сметных расчетов (смет) эти расчеты (сметы) объединяются в объектный сметный расчет (смету) в одну строку под общим названием.

В объектном сметном расчете (смете) построчно и в итоге приводятся показатели единичной стоимости на 1 м3 объема, 1 м2 площади зданий и сооружений, 1 м протяженности сетей и т.п.

За итогом объектного сметного расчета (сметы) справочно показываются возвратные суммы, которые являются итоговым результатом возвратных сумм, предусмотренных локальными сметными расчетами (сметами).

При размещении в жилых зданиях встроенных или пристроенных предприятий (организаций) торговли, общественного питания и коммунально-бытового обслуживания объектные сметные расчеты (сметы) рекомендуется составлять отдельно для жилых зданий и предприятий (организаций). Распределение стоимости общих конструкций и устройств между жилой частью здания и встроенным (пристроенным) помещением рекомендуется производить с использованием Примерного состава затрат и их отнесения на сметную стоимость жилищного строительства (Приложение № 4).

Допускается составление одного сметного расчета (сметы) с выделением за его (ее) итогом стоимости жилой части здания, встроенных и пристроенных помещений.

Объектные сметные расчеты могут составляться с использованием укрупненных сметных нормативов (показателей), а также стоимостных показателей по объектам-аналогам. Единица измерения, к которой приводится стоимость объекта-аналога, должна наиболее достоверно отражать конструктивные и объемно-планировочные особенности объекта.

Выбор аналога осуществляется на основе строящихся или построенных объектов, сметы которых составлены по рабочим чертежам. При выборе аналога обеспечивается максимальное соответствие характеристик проектируемого объекта и объекта-аналога по производственно-технологическому или функциональному назначению и по конструктивно-планировочной схеме. С этой целью анализируется сходство объекта-аналога с будущим объектом, вносятся в стоимостные показатели объекта-аналога требуемые коррективы в зависимости от изменения конструктивных и объемно-планировочных решений, учитываются особенности, зависящие от намечаемого технологического процесса, а также отдельно делаются поправки по уровню стоимости для района строительства.

До введения в действие новой номенклатуры укрупненных показателей базисной стоимости строительства и сборников цен на оборудование, изделия и конструкции, а также оптовых цен типовых наборов инструмента, оборудования и инвентаря производственных объектов и зданий общественного и административного назначения, допускается использование укрупненных показателей базисной стоимости, а также соответствующих ценников сметно-нормативной базы 1984 (1991) гг. с приведением ее в текущий уровень цен методом индексации.

Образец оформления ведомости объектов, входящих в пусковой комплекс, приведен в приложении № 2 (образец № 6).

Составление сметных расчетов на отдельные виды затрат

Сметные расчеты на отдельные виды затрат, необходимые для определения сметного лимита, если эти виды затрат не учтены в сметных нормативах, составляются аналогично составлению локальных сметных расчетов. При этом рекомендуется использовать образцы локальных сметных расчетов (смет).

При наличии нормативов, выраженных в процентах от полной сметной стоимости или сметной стоимости строительно-монтажных работ, сметные расчеты не составляются. В этом случае в главы сводных сметных расчетов стоимости строительства «Подготовка территории строительства», «Прочие работы и затраты», «Подготовка эксплуатационных кадров» отдельной строкой включаются средства, исходя из установленного (имеющегося) норматива.

18 Безопасность жизнедеятельности на ГПП

В данном разделе рассмотрены вопросы организационных и технических мероприятий, а также средства, обеспечивающие защиту людей от опасного воздействия электрического тока, электромагнитного поля, электрической дуги и электростатических зарядов.

18.1 Основные габариты и разрывы, обеспечивающие безопасность работ на ОРУ 110 кВ

Расстояние в свету между токоведущими и заземленными частями не менее 1 м. (ПУЭ 4.2.55).

Расстояния по горизонтали от токоведущих и незаземленных частей или элементов изоляции до постоянных внутренних ограждений не менее 1,65 м. (ПУЭ 4.2.57).

Неограждаемые токоведущие части расположены так, чтобы расстояния от них до габаритов машин и транспортируемого оборудования были не менее 1,65 м. (ПУЭ 4.2.59).

Расстояния между близлежащими неогражденными токоведущими частями разных цепей выбраны из условия обслуживания одной цепи при неотключен-ной второй. Эти расстояния составляют при обслуживании нижней цепи при не-отключенной второй — 2,9 м. (ПУЭ 4.2.60).

Расстояние между токоведущими частями и верхней кромкой внешнего забора не менее 2,9 м. (ПУЭ 4.2.62).

Расстояния от контактов и ножей разъединителей в отключенном положении до:

а) заземленных частей — 0,9 м;

б) до ошиновки своей фазы -1,1м.

в) до ошиновки других присоединений — 1,65 м. (ПУЭ 4.2.63).

Расстояние между токоведущими частями ОРУ и зданием ЗРУ не менее 2,9м (по вертикали 3,6 м).

18.2 Основные требования к установке трансформаторов

Трансформаторы устанавливаются так, чтобы были обеспечены удобные и безопасные условия наблюдением за уровнем масла в маслоуказателях без снятия напряжения.

В связи с наличием у трансформаторов катков в фундаментах предусмотрены направляющие. Для закрепления трансформаторов на направляющих предусмотрены упоры, устанавливаемые с обоих сторон трансформатора.

Уклон трансформатора, необходимый для обеспечения поступления газа к газовому реле создается путем установки подкладок под катки.

Трансформаторы устанавливаются так, чтобы отверстие выхлопной трубы не было направлено на рядом расположенное оборудование.

Вдоль путей перекатки, а также у фундаментов трансформаторов предусмотрены анкеры, позволяющие зацеплять за них лебедку, направляющие блоки, используемые при перекатке трансформаторов в обоих направлениях на собственных катках.

Под трансформаторами уложен гравий для улавливания масла в случае повреждения баков. Гравий уложен на 30 см. выше поверхности планировки. Масло по каналам отводится в маслоуловитель. Для трансформаторов ГПП ТДН-16000/110 и массой масла 10,5 т. Габариты подсыпки — 1,5 м от трансформатора. Фундаменты трансформаторов изготовлены из железобетона.

Расстояние в свету между трансформаторами не менее 1,25 м.

Для осмотра и обслуживания газового реле, а также для подъема на трансформатор для осмотра и ремонта при полном отключении предусмотрена стационарная лестница со стороны расширителя.

18.3 Мероприятия, обеспечивающие возможность безопас¬ного осмотра высоко расположенных токоведущих частей

Расстояния до токоведущих частей при ремонте и осмотре не менее указанных в п. 13.2.

При обслуживании и ремонте электроустановок запрещено пользоваться связанными и металлическими лестницами, а также ящиками, табуретками и другими посторонними предметами.

Применяемые подмостки и лестницы должны иметь основания, обитые резиной. Лестницы, устанавливаемые на земле должны иметь на основаниях острые металлические наконечники.

Работа с применением лестницы производится двумя лицами, одно из которых находится внизу.

Необходимо применять средства, предохраняющие от падения с высоты (предохранительный пояс и страхующий канат).

18.4 Проходы и проезды на ОРУ

По территории ОРУ обеспечен проезд автомобильного транспорта. Автодороги с покрытием предусматриваются к порталу трансформаторов и к ЗРУ ГПП. Ширина проезжей части внутриплощадочных дорог составляет 6 м. Расстояние от токоведущих частей до габаритов машин указаны в п. 13.2.

Для обслуживающего персонала на территории ОРУ предусмотрены ходовые дорожки шириной не менее 0,8 м. с улучшенным покрытием.

Правила окраски токоведущих частей

Токоведущие части окрашены в соответствии:

фаза А — желтый;

фаза В — зеленый;

фаза С — красный цвет.

Заземляющие ножи окрашиваются в черный цвет.

Перечень защитных средств применяемых на ГПП

На ГПП имеются следующие защитные средства:

1. Изолирующая штанга — 2 шт на каждое напряжение;

2. Указатель напряжения а) УВН-90 на П = 110 кВ — 1 шт.;

б) УВН-80 на И = 10 кВ — 1 шт.;

в) МИН-1 на П = 0,4 кВ — 1 шт.

3. Изолирующие клещи — по 1 шт. на II = 10 кВ и И = 0,4 кВ;

4. Диэлектрические перчатки — не менее двух пар;

5. Диэлектрические боты (для ОРУ) — 1 пара;

6. Диэлектрически галоши — 2 пары (для 0,4 кВ);

7. Временные ограждения — 7 штук;

8. Переносные заземления — не менее двух штук на напряжение;

9. Диэлектрические коврики — по местным условиям;

10. Переносные плакаты и знаки безопасности;

11. Противогаз — 2 шт.;

12. Защитные очки — 2 пары;

13. Медицинская аптечка — 1 комплект.

18.5 Требования к устройству дверей ЗРУ и оснащению их замками

В ЗРУ имеется два выхода (ПУЭ 4.2.89), расположенных — один со стороны главного щита, второй — с торца здания. Двери открываются наружу и имеют самозапирающиеся замки, открывающиеся с внутренней стороны без ключа. Замки помещений РУ открываются одним ключем, который не должен подходить к замкам камер.

Электробезопасность

Для защиты оперативно-ремонтного персонала от поражения электрическим током все коммутационное оборудование ГПП оснащено заземляющими ножами. Разъединители 110 кВ имеют механическую блокировку с заземляющими ножами, что позволяет исключить неправильные действия электротехнического персонала в случае включения этих аппаратов из отключенного состояния, когда они были заземлены ножами.

В ЗРУ-10 кВ выключатели, установленные в ячейках КРУ, также имеют механическую блокировку с заземляющими ножами. С целью обеспечения допустимого уровня напряжения прикосновения конструкции ЗРУ и оборудование заземляется с контуром заземления, который выполнен с использованием естественных заземлителей — железобетонных колонн ЗРУ и металлических угольников обрамления кабельных каналов.

Расчет защитного заземления ОРУ ГПП

Заземления осуществляется преднамеренным соединением электроустановок с заземляющими устройствами.

Заземляющее устройство — это совокупность заземлителя и заземляющих проводников, находящихся в непосредственном соприкосновении с землей. Заземляющие проводники — металлические проводники, соединяющие заземленные части электроустановок с заземлителем. Сопротивление, которое оказывает грунт току, называется сопротивлением растекания. В практике сопротивление растекания относят не к грунту, а к заземлителю и используют условный термин «сопротивление заземлителя». Сопротивление заземлителя определяется отношением напряжения на заземлителе относительно точки нулевого потенциала к току, протекающему через заземлитель:

Расчетные условия:

заземлитель предпологается выполнить из горизонтальных полосовых электродов сечением 4×40 и вертикальных стержневых электродов lв = 5 м, диаметром d = 12 мм, глубина заложения электродов в землю tв = 0,8 м.

удельные сопротивления верхнего и нижнего слоев земли: р1=23О Ом м и р2=80 Ом м соответственно. Толщина верхнего слоя земли h = 2,5 м.

где 1к — суммарная длина всех кабельных линий 10 кВ, км; 1в — длина воздушной линии, км.

Расчетный ток замыкания на землю на стороне U = 110кВ:

U = 10 кВ:

Для ОРУ ПО кВ:

— согласно ПУЭ заземляющие устройства электроустановок выше 1 кВ. сети с эффективно-заземленной нейтралью выполняется с учетом сопротивления

Для ЗРУ 10 кВ:

— в соответствии с ПУЭ в установках 6 — 10 кВ. с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устройства выполняется с учетом:

Выбираем меньшее из двух значений

В качестве естественного заземлителя подстанции предполагается использовать систему трос — опоры подходящих к ГПП воздушных линий электропередачи 110 кВ. на ж/б опорах с длиной пролета 150 м.

Каждая линия имеет один стальной грозозащитный трос сечением

Сопротивление естественного заземлителя двух линий:

где — сопротивление заземлителя одной опоры;

— число тросов на опоре;

— сечение троса.

Требуемое сопротивление искусственного заземлителя Rи рассчитывается с учетом того, что Rз = 0,5 Ом, Rе = 1,16 Ом.

Составим предварительную схему заземлителя (рисунок 24)

Рисунок 24 — Предварительная схема заземлителя

По предварительной схеме определим суммарную длину горизонтальных и количество вертикальных электродов.

Lг = 643 м, n = 32 шт.

Тип заземлителя — контурный (распределительный), т.е. в виде сетки из го¬ризонтальных полосовых и вертикальных стержневых электродов. Вертикальные электроды размещаются по периметру заземлителя. Составляем расчетную модель заземлителя в виде квадратной сетки площадью: S = 42×41+41×10=2132 м. Длина одной стороны при этом составит:

Количество ячеек на одной стороне модели:

Принимаем m = 6 м.

Уточняем суммарную длину горизонтального электрода:

Длина стороны ячейки в модели:

Расстояние между вертикальными электродами:

Суммарная длина вертикальных электродов:

Относительная глубина погружения в землю вертикальных электродов:

Относительная длина:

Расчетное эквивалентное сопротивление грунта:

Отношение, то значение К определим по выражению:

По формуле (99):

Расчетное сопротивление искусственного заземлителя:

;

т.к. , то

По формуле (101):

Значение практически совпадает с требуемым.

Общее сопротивление заземлителя ГПП:

Искусственный заземлитель ГПП выполняется из горизонтальных пересекающихся полосовых электродов сечением 4×40, общей длиной 644 м и вертикальным стержневым числом не менее 32 с диаметром 12 мм, длиной 5м размещенных по периметру заземлителя. Глубина погружения электродов в землю — 0,8 м. При этих условиях сопротивление искусственного заземлителя в самое неблагоприятное время года не будет превышать 0,857 Ом, а сопротивление заземлителя подстанции в целом не более 0.5 Ом.

18.6 Молниезащита ОРУ ГПП

Ожидаемое число поражений молнией строений, не оборудованных молние-защитой, в году определяется по формуле:

где L, S — длина и ширина защищаемого объекта соответственно,м;

n — среднее число ударов молнии на земной поверхности в районе расположения подстанции при 40-60 часах грозовой деятельности в году, n = 6;

h — наибольшая высота по порталу, м;

ОРУ защищается от прямых ударов молнии. Молниеотводы устанавливаются на порталах подстанции.

Высота молниеотвода выбирается из условия:

где D — максимальное расстояние между молниеотводами, м;

— высота опорной конструкции, м;

Н — высота молниеотвода, м.

Из формулы 103:

Принимаем Н = 19,5 м.

Проверка защищаемого пространства на высоте

Зона защиты молниеотвода:

где

Наименьшая ширина зоны защиты двух молниеотводов на высоте 12,9 м.

При расстоянии между молниеотводами а = 32 м:

При расстоянии между молниеотводами b = 25 м:

Зона молниезащиты представлена на рисунке 25. Здание ЗРУ защищается путем заземления молниезащитной сетки, расположенной под мягкой кровлей здания ЗРУ.

Рисунок 18.1 — Зона молниезащиты

Освещение ОРУ

Площадь ОРУ:

По норме освещенности для ОРУ 35 — 500 кВ.: Ен =1 лк. СНИП23-05-95

Суммарный световой поток:

где Кп — коэффициент, учитывающий потери света в зависимости от конфигурации освещаемой площади;

Кз — коэффициент, учитывающий потери света от загрязнения отражателя, защитного стекла лампы.

Освещение осуществляется прожектором ПЗС-35 (лампы НГ-220 В-500 Вт.)

— КПД светового потока;

Iмах = 50000 Кд — максимальная сила прожектора;

Фа =8100 Лм — световой поток лампы прожектора.

Число прожекторов:

К установке принимаю 2 прожектора.

Высота подвеса прожекторов:

Прожекторы устанавливаем по углам освещаемой территории.

18.7 Пожарная безопасность

С целью предупреждения возникновения пожара в распределительных уст¬ройствах ПОи ЮкВна ГНИ предусматриваются следующие технические меро¬приятия и решения:

Электрооборудование и сети в процессе эксплуатации не загружаются выше допустимых пределов, а при к.з. имеют достаточную отклоняющую способность и термическую стойкость.

Силовые масляные трансформаторы оборудованы газовой защитой, сраба¬тывающей на сигнал и отключение.

Для предотвращения растекания масла при повреждениях маслонаполнен-ных силовых трансформаторов выполнены маслоприемники, рассчитанные на прием 100 % масла, содержащегося в корпусе трансформатора. Удаление масла из маслоприемника предусмотрено переносным насосным агрегатом.

Фундаменты под маслонаполненные трансформаторы выполнены из несгораемых материалов.

Помещение и здание ЗРУ и камеры трансформаторов собственных нужд вы¬полнены по II степени огнестойкости.

Перекрытие кабельных каналов выполнены съемными плитами из несгорае¬мых материалов в уровень с чистым полом помещения.

В целях своевременного извещения о пожаре в ЗРУ имеется пожарная сигнализация, непосредственно связанная с пожарной охраной. Сигнализация выполнена на основе датчиков типа АТИМ-3 и ДТЛ ( ). Вблизи средств связи вывешены таблички о порядке действия при пожаре (подача сигнала, вызов пожарной охраны).

Для локализации очагов пожара на ГПП имеются первичные средства пожаротушения:

а) ЗРУ-10 кВ — огнетушители ОУ-5 — 2 шт.,

— ящик с песком — 2 шт. (вместимость 0,5 м);

б) щит управления 0,4 кВ — огнетушители ОУ-10-2 шт.;

в) камеры трансформаторов собственных нужд — огнетушители ОУ -10-2 шт.,

— ящик с песком;

г) ОРУ-110 кВ — пожарный щит с принадлежностями и ящик с песком у каждого трансформатора.

Заключение

В данном дипломном проекте был рассмотрен вопрос электроснабжения курортной зоны в районе города Чебаркуля. В ходе проектирования была подсчитана нагрузка проектируемой зоны. Выбрано оборудование на питающей подстанции « Курортная» Произведено технико-экономическое сравнение двух вариантов внутненнего электроснабжения, выбран наиболее эффективный Рассчитано оборудование 10 кВ и ВЛ. Установлено принципиально новое оборудование, реклоузеры РВА/TEL и расчитанны уставки для защиты ВЛ 10 кВ. Также проведен расчет для туристической базы «Федя Горелов» и выбрано оборудование 0,4 кВ с кабельными линиями.

Получившаяся сеть электроснабжения курортной зоны, обеспечивает потребителя электроэнергией согласно присвоенной потребителям категории надежности.

Библиографический список

1 Справочник по проектированию электроснабжения. Электроустановки промышленных предприятий./Под общ. ред. Ю.Г.Барыбина и др.  М: Энергоатомиздат, 1990-576с.

2 Б.Н.Неклепаев, И.Л.Крючков. Электрическая часть электростанций и подстанций. Изд.4-е;  М: Энергоатомиздат, 1989-607с.

3 Правила устройства электроустановок. /Минэнерго СССР. 7-е издание, переработанное и дополненное;  М: Энергоатомиздат, 2003 – 640с.

4 Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Том 2. /Под общ. ред. А.А.Федорова;  М: Энергоатомиздат, 1986-568с.

5 Л.Д.Рожкова, В.С.Козулин. Электрооборудование станций и подстанций. 3-е издание, переработанное и дополненное;  М: Энергоатомиздат, 1987-648с.

6 Б.И. Кудрин. Электроснабжение промышленных предприятий: учебник для студентов высших учебных заведений. 2-е изд.–М.: Интермет Инжиниринг,2006.–672 с.: ил.

7 А.А. Федоров, Л.Е. Старкова Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 472с., ил.

8 Каталог ОАО «Уралэлектротяжмаш». Трансформаторы масляные силовые.

11 В.А. Андреев Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. 3-е изд., — М.: Высшая школа, 1991 – 496 с.

ГОСТ 12.1.019-79 ССБТ И-1.01.86. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защит.

9. ГОСТ 12.1.030-81 ССБТ И-1.08.87. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление.

10. Правила устройства электроустановок, 2001 г.

11. Правила технической эксплуатации ПТЭ и ПТБ.

12. Каталог ОАО «Таврида электрик». Реклоузеры