Расчетная нагрузка собственных нужд принимается равной:

Р_р = К_о • Р_н , кВт. (8.1)

квар, (8.2)

где К_о - коэффициент одновременности.

tg ц - соответствует cos ц данной группы электроприемников.

Полная расчетная мощность:

кВ•А. (8.3)

Расчетный ток для группы электроприемников находится по формуле:

А. (8.4)

Где U_ном - номинальное напряжение сети, кВ.

Определим основные нагрузки потребителей собственных нужд и сведем их в таблицу 8.1.

Таблица 8.1

Расчет нагрузок СН

№	Наименование потребителя	Кол-во, шт	Pном, кВт	КО	cosц	Рр, кВт	Sр, кВ·А	Iр, А
1	Приводы РПН силового трансформатора	2	1,2	0,4	0,7	0,48	0,69	1,04
2	Обогрев привода РПН силового трансформатора	2	1	0,11	0,95	0,11	0,12	0,18
3	Охлаждение трансформаторов	2	3,5	0,8	0,7	2,8	4	6,08
4	Приводы разъединителей 110 кВ	8	0,5	0,3	0,7	0,15	0,21	0,33
5	Обогрев приводов разъединителей 110 кВ	8	0,38	0,11	0,95	0,04	0,04	0,07
6	Обогрев приводов выключателей 110 кВ	2	1,5	0,11	0,95	0,17	0,17	0,26
7	Приводы выключателей 110 кВ	2	0,5	0,3	0,7	0,15	0,21	0,33
8	Обогрев КРУН-10 кВ	41	1,3	0,11	0,95	0,14	0,15	0,23
9	Освещение КРУН-10 кВ	41	0,1	0,7	0,95	0,07	0,07	0,11
10	Приводы выключателей 10 кВ	38	0,3	0,3	0,7	0,09	0,13	0,2
11	Аварийное освещение	41	0,06	1	0,95	0,06	0,06	0,1
12	Наружное освещение	4	1,2	0,5	0,95	0,6	0,63	0,96
13	Питание ШУОТ	1	17	0,8	0,8	13,6	17	25,86
14	Аппаратура связи и телемеханики	1	3,5	1	0,95	3,5	3,68	5,6
15	Охранно-пожарная сигнализация	2	0,03	1	0,9	0,03	0,03	0,05
16	Освещение здания ОПУ	6	1	0,7	0,95	0,7	0,74	1,12
17	Обогрев здания ОПУ	2	36,6	0,11	0,95	4,03	4,24	6,45
18	Вентиляция	2	0,18	0,5	0,8	0,09	0,11	0,17
19	Панель ввода питания	1	4	0,8	0,8	3,2	4	6,08
	Итого:					30,01	36,3	55,22

Выбор трансформаторов собственных нужд

Согласно [4], на всех ПС необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд.

Мощность трансформаторов определяется по выражению:

, кВ•А, (8.5)

где - номинальная мощность трансформатора;

(кВ·А).

Выбираем два трансформатора ТМГ - 40/10/0,4.

9. Релейная защита

9.1 Расчёт релейной защиты отходящих линий

Релейную защиту подстанции выполняем на базе блоков микропроцессорной релейной защиты «Сириус».

Устройство «Сириус» является комбинированным микропроцессорным терминалом релейной защиты и автоматики. Применение в устройстве модульной мультипроцессорной архитектуры наряду с современными технологиями поверхностного монтажа обеспечивают высокую надежность, большую вычислительную мощность и быстродействие, а также высокую точность измерения электрических величин и временных интервалов, что дает возможность снизить ступени селективности и повысить чувствительность терминала.

Устройство обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:

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

- задание внутренней конфигурации (ввод/вывод защит, автоматики, сигнализации и т.д.);

- ввод и хранение уставок защит и автоматики;

- передачу параметров аварии, ввод и изменение уставок по линии связи;

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

- блокировку всех выходов при неисправности устройства для исключения ложных срабатываний;

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

- гальваническую развязку всех входов и выходов, включая питание, для обеспечения высокой помехозащищенности;

- высокое сопротивление и прочность изоляции входов и выходов относительно корпуса и между собой для повышения устойчивости устройства к перенапряжениям, возникающим во вторичных цепях.

Питание цепей релейной защиты и автоматики (РЗА) осуществляется на выпрямленном оперативном токе от блока питания и зарядки.

9.1.1 Пример расчета защиты отходящих линий на примере линии 10 кВ «Подол»

Расчетная схема представлена на рисунке 9.1.

Рассчитаем защиту трансформаторов Т1-Т8.

Согласно [ПУЭ], в случаях присоединения трансформаторов к линиям без выключателей для отключения повреждений в трансформаторе должна быть предусмотрена установка предохранителей на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора.

Выбираем для защиты трансформаторов Т1-Т8 предохранители типа ПКТ из условий отстройки от максимального рабочего тока и от броска тока намагничивания при включении трансформатора на холостой ход.

Для трансформатора Т1:

(А),

где - мощность трансформатора, кВ·А;

- коэффициент перегрузки = 1,5.

Выбираем предохранитель ПКТ-101-10-16-12,5-У3.

Для остальных трансформаторов расчет и выбор предохранителей ведется аналогично.

Результаты выбора предохранителей представлены в таблице 9.1.



Рисунок 9.1 - Расчетная схема ВЛ 10 кВ «Подол»

Таблица 9.1

Расчет параметров плавких предохранителей

Обозначение на схеме	Мощность трансформатора, кВ·А	, А	Тип предохранителя	, А
T1	100	8,7	ПКТ-101-10-16-12,5-У3	16
T2	160	13,8	ПКТ-101-10-16-12,5-У3	16
T3	250	21,6	ПКТ-101-10-31,5-20,0-У3	31,5
T4	250	21,6	ПКТ-101-10-31,5-20,0-У3	31,5
T5	100	8,7	ПКТ-101-10-16-12,5-У3	16
T6	160	13,8	ПКТ-101-10-16-12,5-У3	16
T7	160	13,8	ПКТ-101-10-16-12,5-У3	16
Т8	100	8,7	ПКТ-101-10-16-12,5-У3	16

Времятоковую характеристику предохранителя трансформатора с наибольшей мощностью (Т2) переносим из [8] на карту селективности (рисунок 9.2). Известно, что отклонения ожидаемого тока плавления плавкого элемента при заданном времени плавления от типовых значений достигают 20%. Поэтому типовая характеристика предохранителя Т1 смещена вправо на 20%.

Рассчитываем защиту магистральной линии W4.

При расчетах принимаются следующие коэффициенты:

- коэффициент возврата;

- коэффициент запаса для МТЗ;

- коэффициент запаса для токовых отсечек без выдержки времени.

Расчёт уставок:

Принимаем схему ТТ, соединенных в неполную звезду, в фазные провода которой включено устройство «Сириус - 2Л».

Селективная токовая отсечка без выдержки времени:

.

Ток срабатывания устройства:

Выбираем уставку следующей ступени защиты - МТЗ

Ток срабатывания устройства:

Выбираем время срабатывания защиты линии по условиям согласования по току и времени с защитными устройствами предыдущих элементов. Предыдущим расчётным элементом является наиболее мощный из трансформаторов ответвлений - трансформатор мощностью 250 кВ·А. Его защита выполнена (таблица 9.1) с помощью плавкого предохранителя типа ПКТ-10 на номинальный ток 31,5 А.

Выбираем крутую времятоковую характеристику (рисунок 9.2). Для этой характеристики время срабатывания защиты определяется выражением:

где Т_УСТ. - уставка по времени, Т_УСТ. = 0,5 с.

Проверяем чувствительность защиты в режиме основного действия:

Защита достаточно чувствительна.

Проверка ТТ на 10% погрешность проводится по [9].

(9.1)

где - вторичная нагрузка трансформатора тока;

- номинальная допустимая нагрузка ТТ в выбранном классе точности.



Рисунок 9.2 - Согласование МТЗ линии W4 с работой предохранителей

Предельная кратность определяется по результатам расчёта отсечки:

(9.2)

По кривым предельной кратности [8] для ТОЛ-10: Ом

Фактическое расчетное сопротивление нагрузки:

Ом; (9.3)

где - сопротивление соединительных проводов, зависящее от их длины и сечения;

- сопротивление контактов, принимается равным 0,1 Ом [6];

- сопротивление приборов (устройства “Сириус 2Л”):

Ом; (9.4)

где - мощность, потребляемая “Сириус 2Л” по токовым каналам;

- вторичный номинальный ток устройства, А.

Сопротивление “Сириус-2Л”:

сопротивление соединительных проводов:

Ом, (9.5)

где с - удельное сопротивление материала провода;

l_расч - длина соединительных проводов от ТТ до устройства “Сириус 2Л”, которое приблизительно равно 4 м [2];

q - сечение соединительных проводов, минимальное сечение по условиям прочности для медных жил, q = 2,5 мм² [1].

Результирующее сопротивление равно по (9.3):

что меньше, чем Ом, следовательно, полная погрешность трансформатора тока менее 10%.

9.1.2 Расчет уставок защит отходящих линий

Защита всех отходящих линий 10 кВ реализована таким же образом, как и рассмотренная в п.9.1.1. Расчет уставок защит и их проверка производится аналогично. Результаты выбора уставок защит приведены в Приложении 2.

Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью не является КЗ, поэтому защиту выполняют действующей на сигнал. В сетях простой конфигурации допускается применение только общего устройства неизбирательной сигнализации, контролирующего состояние изоляции в системе данного напряжения.

9.2 Расчёт релейной защиты силовых трансформаторов

В соответствии с ПУЭ для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

- от многофазных КЗ в обмотках и на выводах;

- витковых замыканиях в обмотках;

- токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

- токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

- понижения уровня масла.

Выполняем защиту трансформатора на базе микропроцессорного устройства защиты Сириус-Т.

Рассчитаем защиту трансформатора мощностью 10 МВ·А. Трансформатор установлен на двухтрансформаторной подстанции. Питание имеет только со стороны ВН.

Уставки I_НОМ.ВН. , I_НОМ.НН., "размах РПН" можно выбирать либо исходя из полного размаха РПН и его среднего ответвления, либо исходя из реально возможных отклонений регулятора и некоторого оптимального значения U_ОПТ..

Согласно [5] за реально возможный диапазон регулирования напряжения принят диапазон от 96.5 кВ до 126 кВ. В таком случае середина диапазона равна:

96.5 + (126 - 96.5)/2 = 111,25 (кВ).

Это значение и принимаем за U_ОПТ. Дальнейший расчёт сведём в таблице 9.2.

Таблица 9.2

Результаты расчёта вторичных токов в плечах защиты

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение для стороны
		110 кВ	10 кВ
Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, соответствующий его номинальной мощности, А
Коэффициент трансформации трансформатора тока		100/5	600/5
Вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатора, А
Принятые значения	,	2,6	4,6
Размах РПН,%	Размах РПН	100•(126 - 96.5)/2•111,25 = 13

Сквозной трехфазный ток КЗI_kмах, приведенный к стороне ВН, кА: 3,85.

9.2.1 Расчет дифференциальной отсечки (ДЗТ-1)

Выбору подлежит: - относительное значение уставки срабатывания отсечки.

Максимальный ток внешнего расчетного КЗ равен 3850 А. Относительное значение этого тока равно

Уставка отсечки равна:

Принимаем уставку = 64.

9.2.2 Расчет дифференциальная защиты (ДЗТ-2)

ДЗТ-2 - чувствительная ступень с торможением. Данная ступень предназначена для защиты трансформатора как от повреждений, сопровождающихся большими значениями токов, так и от межвитковых замыканий, при которых значение аварийного тока меньше номинального тока обмотки трансформатора.

Характеристика срабатывания (тормозная характеристика) определяется соотношением величин первых гармоник дифференциального и тормозного токов. Эта характеристика изображена на рисунке 9.3.

Ломаная А, В, С (рисунок. 9.3) делит координатную плоскость на две части - область срабатывания и несрабатывания. Все, что лежит выше ломанной, является областью срабатывания. Если расчетное соотношение токов I_диф / I_торм лежит выше границы разделения областей, то происходит срабатывание (при отсутствии в этот момент блокировок по другим условиям, например, по второй гармонике), и устройство выдает сигнал на отключение.

Рисунок 9.3 - Типовая тормозная характеристика ступени ДЗТ-2

Выбору подлежат:

- I_D1/ I_ном - базовая уставка ступени;

- k_торм, % - коэффициент торможения (наклон тормозной характеристики на втором ее участке);

- I_Т2/ I_ном - вторая точка излома характеристики

- I_D2 / I_D1 - уставка блокировки от второй гармоники

Базовая уставка I_D1/I_ном определяет чувствительность рассматриваемой ступени защиты. Согласно [8], следует стремиться иметь уставку в пределах (0,30,5) для обеспечения чувствительности к полным витковым замыканиям в переплетенных обмотках и к межкатушечным замыканиям в любых обмотках. Принимаем уставку I_D1/I_ном = 0,3.

Расчет коэффициента торможения

Коэффициент торможения k_торм должен обеспечить несрабатывание ступени при сквозных токах, соответствующих второму участку тормозной характеристики (примерно от 1,0 до 3,0 I_ном).

Расчетный ток небаланса, порождаемый сквозным током, состоит из трех составляющих и определяется выражением:

,

где k_пер - коэффициент, учитывающий переходный режим, k_пер = 2,5;

k_одн - коэффициент однотипности трансформаторов тока, k_одн = 1,0;

- относительное значение полной погрешности трансформаторов тока в установившемся режиме,

Первое слагаемое обусловлено погрешностями трансформаторов тока. Второе обусловлено наличием РПН. Рекомендуется считать равным полному размаху РПН.

Третье слагаемое обусловлено неточностью задания номинальных токов сторон ВН и НН - округлением при установке, а также некоторыми метрологическими погрешностями, вносимыми элементами устройства. Расчетное значение можно принимать

Для надежной отстройки от тока небаланса, следует его умножить на коэффициент отстройки k_отс, который согласно [4] следует принимать равным 1,3.

Если по защищаемому трансформатору проходит сквозной ток , он может вызвать дифференциальный ток:

При принятом способе формирования тормозного тока, он равен:

Коэффициент снижения тормозного тока равен:



Чтобы реле не сработало, коэффициент торможения в процентах должен определяться по выражению:

Выбор второй точки излома тормозной характеристики.

Вторая точка излома тормозной характеристики I_Т2/I_ном определяет размер второго участка тормозной характеристики. В нагрузочном и аналогичных режимах тормозной ток равен сквозному. Появление витковых КЗ лишь незначительно изменяет первичные токи, поэтому тормозной ток почти не изменится. Для высокой чувствительности к витковым КЗ следует, чтобы во второй участок попал режим номинальных нагрузок (I_Т/I_ном = 1), режим допустимых длительных нагрузок (I_Т/I_ном = 1,3). Желательно, чтобы во второй участок попали и режимы возможных кратковременных нагрузок (самозапуск двигателей после АВР, пусковые токи мощных двигателей, если таковые имеются). Уставка I_T2/ I_ном рекомендуется равной (1,52).

Первая точка излома тормозной характеристики вычисляется в реле автоматически по выражению:

Уставка блокировки от второй гармоники I_D2 / I_D1 на основании опыта фирм, давно использующих такие защиты, рекомендуется на уровне (1215)%. Принимается I_Т2/ I_ном = 2, I_D2 / I_D1 = 0,15.

Условие расположения точек излома I_Т2/ I_ном>I_Т1/ I_ном соблюдается.

Тормозная характеристика ДЗТ-2 в соответствии с рассчитанными уставками приведена на рисунке 9.4.

Рисунок 9.4 - Тормозная характеристика ступени ДЗТ-2

9.2.3 Сигнализация небаланса в плечах дифференциальной защиты

Уставка по току выбирается меньше, чем уставка I_Д1/I_НОМ, а уставка по времени порядка нескольких секунд, что позволяет выявлять неисправности в токовых цепях дифференциальной защиты.

Принимаются в соответствии с[8] значения уставок:

I_Д/I_НОМ = 0,1; Т = 10 с.

9.2.4 МТЗ от перегрузки

Данная защита контролирует токи в обмотках трансформатора и действует на сигнал. Для контроля перегрузки двухобмоточного трансформатора достаточно следить за токами в одной из его обмоток . Для удобства пользования можно вводить контроль токов как в обмотке стороны ВН трансформатора, так и в обмотке стороны НН. Уставки по току перегрузки задаются отдельно для высшего и низшего напряжений. Отключение контроля перегрузки производится с помощью уставок «Функция ВН» и «Функция НН».

В случае, если в течение времени Т_ПЕРЕГР хотя бы один из токов превышает заданную уставку, то загорается светодиод «Перегрузка» и появляется надпись на индикаторе с расшифровкой стороны, на которой произошла перегрузка. Также замыкаются контакты реле «Внешняя неисправность» и загорается светодиод «Внешняя неисправность», что сигнализирует возникновение внешней неисправности.

Светодиод «Перегрузка» работает в следящем режиме (гаснет при возврате токового органа).

,

где - коэффициент отстройки (для перегрузки принимается равным);

- коэффициент возврата (в данном устройстве = 0.95).

Расчётные значения уставок перегрузки равны:

Сторона ВН: (А);

Сторона НН: (А).

Выдержка времени

9.2.5 МТЗ трансформатора от токов внешних КЗ

Ток срабатывания защиты МТЗ отстраивается от максимального рабочего тока, протекающего через трансформатор [9].

Защита должна быть согласована по чувствительности с защитами отходящих присоединений по условию:

, (9.6)

где - наибольший из токов срабатывания максимальных защит отходящих элементов (МТЗ ВЛ 10 кВ “Югский”: 99,4А);

- ток нагрузки элементов за исключением того, с которым производится согласование.

Проверяем коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ за трансформатором:

Коэффициент чувствительности удовлетворяет условию.

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

9.2.6 Газовая защита

Газовая защита основана на использовании явления газообразования в баке повреждённого трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размера повреждения, поэтому газовая защита различает степень повреждения и в зависимости от этого действует либо на отключение, либо на сигнал.

Газовая защита поставляется вместе с трансформатором и расчету не подлежит. Газовая защита отечественных трансформаторов реализована на реле с чашкообразными элементами типа РГЧЗ-66.

Данная защита подключается к микропроцессорному устройству как внешняя защита.

Для увеличения возможностей устройства в нем имеются два дополнительных дискретных входа для отключения от внешних защит «Внешнее отключение 1» и «Внешнее отключение 2». Свойства каждого входа программируются отдельно с помощью уставок. Для увеличения надежности и отстройки от ложных срабатываний может быть введен отдельно для каждого входа дополнительный контроль по току стороны ВН трансформатора с помощью уставки «Контр. по I». При этом для отключения выключателя будет необходимо наличие сигнала на входе, например, «Внешнее отключение 1», а также наличие пуска токового органа, порог срабатывания которого задается с помощью уставки «I контр. вх, А» в группе уставок «Общие » (этот же токовый орган используется для контроля по току входа УРОВ ).

Вход «Газовая защита трансформатора» является входом безусловного отключения и используется для подведения к устройству отключающего сигнала от цепей газовой защиты трансформатора. Длительность замыкания отключающих реле равна 1 секунде независимо от длительности присутствия данного сигнала на входе .

Для оперативного вывода из действия входа отключения от газовой защиты предусмотрен тумблер «Газовая защита трансформатора». В случае если тумблер находится в положении «ОТКЛ» и на входе появляется сигнал, то при срабатывание реле отключения на индикаторе появляется сообщение «Вход сигн. ГЗ», а также сигнал «Внешняя неисправность», что сигнализирует о возникновении внешней неисправности.

Уставки защиты трансформаторов Т1, Т2 приведены в таблице 9.3.

Таблица 9.3

Уставки защит трансформаторов Т1, Т2

ДЗТ-1 (отсечка)	Функция	Вкл.
		0,1
		9
ДЗТ-2		0,3
	Kторм	45
	Iт2 / Iном	2,0
	Iдг2 / Iдг1	0,15
МТЗ-3, ВН	Функция	Вкл.
	Ускорение	Откл.
		2,5
		7,15
Защита от перегрузки	Функция ВН	Вкл.
	Функция НН	Откл.
		1,519
		10

9.3 Устройства автоматики подстанции

9.3.1 Автоматическое включение резерва (АВР)

Устройство АВР применяется на секциях шин 10 кВ. Функция автоматического включения резерва выполняется совместными действиями “Сириус-2С”, устанавливаемой на секционный выключатель и двух “Сириус - 2В”, устанавливаемых на вводные выключатели.

“Сириус-2 В” выполняет следующие функции:

- контролирует напряжения U_AB, U_BC на секции, напряжение до выключателя U_внр (схема нормального режима) и формирует команды управления выключателем ввода и секционным выключателем;

- выполняет АВР без выдержки времени при срабатывании защит трансформатора;

- контролирует параметры напряжения на секции и формирует сигнал “Разрешение АВР” для “Сириус-2В” соседней секции.

Пуск АВР на секционный выключатель будет блокирован при работе МТЗ, отключении по цепям УРОВ, внешнего отключения с запретом АВР. Это предохраняет подключение поврежденной секции ко второму вводу.

“Сириус-2С” выполняет команды “Включение”, поступающие от “Сириус-2В”, без выдержки времени.

Исходной информацией для пуска и срабатывания АВР является уровень напряжений U_АВ, U_ВС и U_ВНР, контролируемых “Сириус-2В”, положение силового выключателя ввода (“Вкл.”/”Откл”), а также при отсутствии входного сигнала “Блокировка АВР”.

Пуск АВР происходит при срабатывании пускового органа по напряжению. После отработки выдержки времени T_АВР выдается команда на отключение выключателя ввода, а после выполнения этой команды выдается команда "Вкл. СВ" на “Сириус-2С” длительностью 0,8 с. Затем, формируется выходной дискретный сигнал разрешения АВР для второго ввода.

Напряжение срабатывания защиты минимального действия:

(9.7)

9.3.2 Автоматическое повторное включение (АПВ) линий 10 кВ

Устройство “Сириус 2Л” имеет функцию однократного или двукратного АПВ. Наличие АПВ, а также количество циклов задается уставкой. Также уставками определяется время выдержки первого и второго циклов. АПВ блокируется при отключении от газовой защиты, при пуске УРОВ.

АПВ пускается по факту срабатывания:

- МТЗ;

- при самопроизвольном отключении силового выключателя.

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

- первое условие:

(9.8)

где - время готовности привода: (0,10,2)с;

- второе условие:

(9.9)

где - время готовности выключателя ();

- время включения выключателя ().

- третье условие:

(9.10)

где t_д - время деионизации среды в месте КЗ: (0,10,3) с.

Из опыта эксплуатации линий с односторонним питанием для повышения эффективности АПВ рекомендуется брать t_АПВ = (23) с.

Выбирается t_АПВ.1 = 2 с.

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

10. Выбор измерительных приборов и средств АСКУЭ

Автоматизированная система АСКУЭ - это комплекс организационных и технических мероприятий, направленных на повышение надёжности, эффективности контроля и учёта электроэнергии и мощности, а также на улучшение качества управления процессом производства, распределения, потребления и сбытом энергии.

АСКУЭ выполняет следующие функции:

- обеспечение контроля и учёта производства, распределения и потребления электроэнергии и мощности;

- автоматизации расчётного и технического учёта электроэнергии на объектах энергосистемы и потребителей;

- формирование информации для управления режимами электропотребления;

- решение задач хозяйственного расчёта;

- согласование работы электрохозяйства предприятия с основным производством;

- обеспечение разработки нормативного хозяйства и перехода на основе к технико-экономическому планированию производства, распределения, потребления и сбыта электроэнергии.

Для разработки АСКУЭ выбраны комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии (КАПС) на основе УСПД RTU-325, предназначенные для измерения и учета электрической энергии и мощности, а также автоматического сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации в составе [10]:

- программного обеспечения (ПО) специализированного информационно-вычислительного комплекса (СВК);

- устройства сбора и передачи данных (УСПД) в состав которых входит необходимое количество встраиваемых модемов и модулей интерфейсов в различных комбинациях из набора: RS-232, Ethernet. Кроме того, в состав АСКУЭ входят изделия заказываемые отдельно:

- компьютеры, в том числе СВК с периферией;

- оборудование ЛВС;

- опто-электрические преобразователи интерфейсов;

- модемы для коммутируемых линий связи, радиомодемы;

- электронные счётчики активной и реактивной электроэнергии;

- измерительные трансформаторы тока и напряжения.

Учет всей электроэнергии осуществляется микропроцессорным электросчетчиком (рисунок 7.1), подключенным посредством трансформаторов тока (ТТ) и трансформатора напряжения (ТН). Информация от счетчика по цифровому или импульсному выводу поступает на устройство сбора и передачи данных (УСПД). Информацию от УСПД можно получить при помощи ЭВМ через модем или интерфейс RS-232, RS-485 [10].

Рисунок 7.1 - Фрагмент присоединения к сборным шинам подстанции отходящих линий с обозначением средств учета электроэнергии

11. Экономическая часть ВКР

11.1 Сметно-финансовый расчет объекта проектирования

Локальная смета на электромонтажные работы составлена в базисных ценах 01.01.2001 г. [11] на монтажные работы и в текущих ценах на оборудование и материалы, поэтому прежде чем приступить к расчёту лимитированных и прочих затрат, необходимо привести стоимость монтажных работ в текущие цены.

Стоимость монтажных работ в базисных ценах включает в себя следующие элементы:

Общая стоимость,2506,573 тыс. руб., в том числе:

Фонд основной заработной платы 313,967 тыс. руб.

Затраты по эксплуатации машин, 1593,903 тыс. руб.

в т.ч. фонд оплаты машинистов 150,634 тыс. руб.

Сметная стоимость материалов 658,647 тыс. руб.

- стоимость материалов = 5,81;

- заработная плата = 21,68;

- эксплуатация машин = 7,64.

Результаты пересчёта локальной сметы на электромонтажные работы показаны в таблице 11.1. Сметно-финансовый расчет объекта проектирования представлен в приложении 5.

Таблица 11.1

Детальный пересчет сметы в текущие цены

№ п/п	Наименование показателя	Коэффициент, отн. ед.	Значение, тыс. руб.
11	Монтажные работы в базисных ценах (01.01.2001 г.)
	в том числе:
	основная заработная плата		313,967
	заработная плата машинистов		150,634
	затраты по эксплуатации машин		1593,903
	строительные материалы		658,647
22	Пересчет стоимости монтажных работ в текущие цены
	Удорожание затрат на заработную плату (в т.ч. машинистов)	21,68	10072,550
	Удорожание затрат по эксплуатации машин	7,64	12177,419
	Удорожание строительных материалов	5,81	3826,739
	Всего прямых затрат в текущих ценах:		26076,708
	Накладные расходы	0,95	24772,872
	Сметная прибыль организации	0,65	16949,860
	Всего затрат на монтажные работы в текущих ценах по смете:		67799,440
33	Стоимость оборудования по смете:
	Стоимость оборудования в текущих ценах		49235210
	Расчет дополнительных расходов на оборудование:
	расходы на запасные части	0,02	984704,2
	расходы на тару и упаковку	0,015	738528,15
	транспортные расходы	0,03…0,06	1477056,3
	снабженческо-сбытовая наценка	0,05	2461760,5
	заготовительно-складские расходы	0,012	590822,52
	расходы на комплектацию	0,005…0,01	246176,05
	Всего дополнительные расходы на оборудование:		6512857,12
	Всего расходы на оборудование в текущих ценах		55748067,12
44	Стоимость материалов по смете:
	Оптовая цена на материалы в текущих ценах		792,5
	Расчет дополнительных расходов на материалы
	транспортные расходы	0,03…0,06	47,55
	заготовительно-складские расходы	0,012	9,51
	Всего дополнительные расходы на материалы:		57,06
	Всего расходы на материалы в текущих ценах		849,56
55	Лимитированные и прочие затраты в текущих ценах:
	1. Затраты на временные здания и сооружения	0,039	597,35
	2. Затраты на работу в зимнее время	0,0203	310,93
	3. Затраты на перевозку крупногабаритных грузов	0,0003	4,60
	4. Затраты на добровольное страхование	0,03	459,50
	5. Затраты на премирование за ввод в эксплуатацию	0,025	382,92
	6. Затраты на охрану объектов строительства	0,013	199,12
	Сумма лимитированных и прочих затрат		2490,5
	7. Авторский надзор	0,0002	3,06
	8. Непредвиденные расходы и затраты	0,03	459,50
	Всего лимитированных и прочих затрат в текущих ценах:		2953,06
66	Полная стоимость электромонтажных работ в текущих ценах:		55819669,18
17	Монтажные работы в базисных ценах (01.01.2001 г.)
	в том числе:
	основная заработная плата		120,324
	заработная плата машинистов		28,464
	затраты по эксплуатации машин		325,539
	строительные материалы		153,737
28	Пересчет стоимости монтажных работ в текущие цены
	Удорожание затрат на заработную плату	8,96	1333,14
	Удорожание затрат по эксплуатации машин	4,38	1425,86
	Удорожание строительных материалов	5,14	790,21
	Всего прямых затрат в текущих ценах:		3549,21
	Накладные расходы	0,95	1266,48
	Сметная прибыль организации	0,65	2306,99
	Всего затрат на монтажные работы в текущих ценах по смете:		7122,68
39	Стоимость оборудования по смете:
	Стоимость оборудования в текущих ценах		43145,16
	Расчет дополнительных расходов на оборудование:
	расходы на запасные части	0,02	862,90
	расходы на тару и упаковку	0,015	647,18
	транспортные расходы	0,03…0,06	1941,53
	снабженческо-сбытовая наценка	0,05	2157,26
	заготовительно-складские расходы	0,012	517,74
	расходы на комплектацию	0,005…0,01	345,16
	Всего дополнительные расходы на оборудование:		6471,77
	Всего расходы на оборудование в текущих ценах		49616,93
410	Стоимость материалов по смете:
	Оптовая цена на материалы в текущих ценах		792,5
	Расчет дополнительных расходов на материалы
	транспортные расходы	0,03…0,06	35,662
	расходы на тару и упаковку	0,015	11,887
	заготовительно-складские расходы	0,012	9,51
	Всего дополнительные расходы на материалы:		57,06
	Всего расходы на материалы в текущих ценах		849,56
411	Лимитированные и прочие затраты в текущих ценах:
	1. Затраты на временные здания и сооружения	0,039	277,78
	2. Затраты на работу в зимнее время	0,0203	144,59
	3. Затраты на подвижной характер работы	0,15…0,20	199,97
	4. Затраты на перевозку крупногабаритных грузов	0,0003	2,14
	5. Затраты на добровольное страхование	0,03	213,68
	6. Затраты на НИОКР	0,015	765,91
	7. Затраты на премирование за ввод в эксплуатацию	0,025	178,07
	8. Затраты на охрану объектов строительства	0,013	92,59
	Сумма лимитированных и прочих затрат		1874,73
	9. Авторский надзор	0,0002	11,89
	10. Непредвиденные расходы и затраты	0,03	1783,92
	Всего лимитированных и прочих затрат в текущих ценах:		3670,54
612	Полная стоимость электромонтажных работ в текущих ценах:		61259,71

11.2 Расчет эффективности инвестиционных вложений в объект проектирования

Определим, насколько эффективен проект

Количество инвестиций (по смете) в нашем случае составляет 55 819 669 руб. Это те средства, которые необходимо окупить. Окупаться проект будет за счет амортизационных отчислений и части прибыли.

Амортизация определяется с помощью укрупненного показателя - 6% от стоимости оборудования и материалов.

Прибыль организации идет от реализации электроэнергии потребителям.

Определим стоимость реализуемой в течение одного года электроэнергии.

Для одноставочного тарифа:

, руб.,

где = 2,68 руб./кВт•ч - тариф на электроэнергию для населения Вологодской области, проживающего в сельских населенных пунктах;

- реализованная электроэнергия за один год, кВт·ч, определяется как:

, кВт·ч,

где - суммарная мощность силовых трансформаторов, МВ·А, (МВ·А);

t - количество часов, ч.

кВт·ч.

Тогда цена электроэнергии, реализуемой в течение одного года:

руб.

Амортизация равна:

,

где Н_а - норма амортизации;

С - капитальные вложения на материалы и оборудование.

Капитальные вложения (материалы и оборудование) по смете составили:

C = 50027710 руб.

Прибыль, амортизация и коэффициент дисконтирования в первом году:

, руб.,

где - прибыль, руб.;

- стоимость реализуемой в течение года электроэнергии:

руб.,

руб.,

Необходимо определить показатели оценки целесообразности инвестирования:

-- чистый дисконтированный доход по инвестиционному проекту;

-- чистая приведенная стоимость финансового вложения;

-- индекс рентабельности проекта предприятия.

1) Для начала определим чистый доход предприятия от реализации инвестиционного проекта.

Чистый доход предприятия = Чистый доход от реализации + Сумма амортизации

Чистый доход (ЧД) предприятия за год = 23 546,88+30 016,63 = 53 563,51 тыс. руб.

В нашем случае примем упрощенно, что ЧД предприятия каждый год у нас один и тот же.

2) Определим чистый дисконтированный доход (ЧДД).

Ставка дисконтирования используется при расчете срока окупаемости и оценке экономической эффективности инвестиций для дисконтирования денежных потоков, иными словами, для перерасчета стоимости потоков будущих доходов и расходов в стоимость на настоящий момент.

В этом случае в качестве ставки дисконтирования примем темп инфляции в России.

В 2015 году инфляция в России достигла 16% в годовом выражении, по заявлению министерства финансов согласно [13].

Чистый дисконтированный доход определяется как [12]:

,

где i - порядковый номер года.

Определим ЧДД по годам за 15 лет (таблица 11.2):

Таблица 11.2

Расчет чистого дисконтированного дохода за 15 лет

Год	ЧДД (тыс. руб.)
1	8304,7
2	7159,2
3	6171,8
4	5320,5
5	4586,6
6	3953,9
7	3408,6
8	2938,4
9	2533,1
10	2183,7
11	1882,5
12	1622,9
13	1399
14	1206
15	1037,7
Итого	53711,1

3) Определим величину дисконтированной суммы инвестиций в проект согласно [12]:

,

i - порядковый номер года.

Определим ДСИ по годам за 15 лет:

Таблица 11.3

Расчет величины дисконтированной суммы инвестиций в проект

Год	ДСИ (тыс. руб.)
1	3493,1
2	3011,3
3	2595,9
4	2237,8
5	1929,2
6	1663,1
7	1433,7
8	1235,9
9	1065,5
10	918,5
11	791,8
12	682,6
13	588,4
14	507,3
15	437,3
Итого	22591,7

4) Определим чистую приведенную стоимость или чистый приведенный эффект (ЧПС).

ЧПС = ЧДД-ДСИ

Сравнивая таблицы с ДСИ и ЧДД очевидно, что проект эффективен, так как в каждый год доход значительно превышает объем инвестиций.

5) Определим индекс рентабельности или индекс прибыльности инвестиционного проекта.

ИР = ЧДД/ДСИ

Так как индекс рентабельности больше единицы за каждый год, то это означает, что мы можем принять решение о целесообразности реализации анализируемого инвестиционного проекта.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В представленной работе спроектирована система электроснабжения сельскохозяйственного района.

Выполнен расчет силовых нагрузок района.

На основании расчета электрических нагрузок определены тип и мощность трансформаторов районной понизительной подстанции и потребительских подстанций.

Выбраны главная схема электрических соединений подстанции.

Определены технические характеристики элементов схем. На напряжение 110 кВ принята схема распределительного устройства мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий.

На напряжении 10 кВ принята схема с системой шин, секционированной выключателем.

Выполнены расчеты нормального и послеаварийного режимов, определены токи короткого замыкания.

На основании расчетов токов замыкания выбрана коммутационная аппаратура и сделана проверка токоведущих частей на термическую и динамическую стойкость. Расчеты релейной защиты выполнены с учетом действующих нормативов с применением современных микропроцессорных устройств. Рассчитана защита отходящих линий, защита силовых трансформаторов, устройства автоматического включения резерва и автоматического повторного включения. В экономической части ВКР проведен сметно-финансовый расчет объекта проектирования и расчет эффективности инвестиционных вложений в объект проектирования, на основании чего мы можем принять решение о целесообразности реализации анализируемого инвестиционного проекта

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Электротехнический справочник: В 3т. Т3. В 2 кн. кн.1. Производство и распределение электрической энергии // (Под. ред. И.Н. Орлова. 7-е изд., испр. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 880 с.: ил.

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

3. Онлайн-электрик [Электронный ресурс]: офиц. сайт

4. Правила устройства электроустановок/Минэнерго России. - 7-е изд., [Электронный ресурс]: офиц. сайт

5. Гук, Ю.Б. Проектирование электрической части станций и подстанций. учеб. пособие для вузов / Ю.Б. Гук, В.В. Кантап, С.С. Петрова. - Л.: Энергоатомиздат, 1985. - 312 с.: ил.

6. Васильев, А.А. Электрическая часть станций и подстанций: учеб. для вузов/А.А. Васильев, И.П. Крючков, Е.Ф. Наяшкова. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576 с.: ил.

7. РД 153-34.0-20.527-98, Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования, Москва, «Издательство НЦ ЭНАС», 2002

8. Шабад, М.А. Расчет релейной защиты и автоматики распределительных сетей / М.А. Шабад. - 2-е изд., перераб. и доп . - Л.: Энергия, 1976 . - 288 с.

9. Дроздов, А.Д., Реле дифференциальных защит элементов энергосистем / А.Д. Дроздов, В.В. Платонов. - М.: Энергия, 1968. - 240 с.: ил.

10. Гуртовцев, А.Л. Современные принципы автоматизации энергоучета в энергосистемах // Новости Электротехники. - 2003 г.

11. ЗАО "ВИЗАРСОФТ" [Электронный ресурс]: офиц. сайт.

12. Николаева, И.П. Экономическая теория: учебник / И.П. Николаева ? 2-е изд., перераб. и доп. ? М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2012 г. - ISBN 978-5-238-01449-4

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 (обязательное)

Расчетные нагрузки потребителей и мощности ТП - 10/0,4 кВ

Таблица 1

Расчетные нагрузки потребителей и мощности ТП - 10/0,4 кВ

Потребитель	SР, кВА	Sтр
ВЛ Подол
Замоставица	84,7	100
Бараново	217,6	250
Малое Безруково	221,3	250
Протасово	158	2х100
Дорожково	99,3	160
Данилово	144,2	160
Сергеево	89,0	100
Подол	87,2	100
ВЛ Югский
Бурцево	167,4	250
Еловино	215,1	250
Юшково	92,0	160
Емельяново	382,4	2х250
Воронино	339,8	2х250
Кобыльск	389,0	2х250
Спицыно	241,0	2х160
Югский	210,5	250
Слободка	87,0	100
Рыбино	92,0	160
ВЛ Шонга
Маслово	267,1	2х160
Потребитель	SР, кВА	Sтр
Падерино	352,0	2х250
Барбалино	193,4	250
Шонга	269,3	2х160
Шилово	153,0	2х100
Шатенево	193,4	250
Емельянов Дор	152,0	2х100
ВЛ Голузино
Шартаново	75,2	100
Наволок	319,0	2х250
Чирядка	239,0	2х160
Звезда	151,6	2х100
Курилово	202,8	250
ВЛ Дорожково
Воинская часть	327,2	2х250
Черная	350,9	2х250
Дорожково	656,3	2х400
Попово	99,3	160
Шатенево	246,1	2х160
ВЛ Захарово
Японский поселок	372,0	2х250
Красавино	75,9	100
Недуброво	414,2	2х250
Княжигора	74,2	100
Киркино	254,8	2х160
Ваганово	90,6	160
Потребитель	SР, кВА	Sтр
Берсенево	261,3	2х160
Гаражи	124,8	160
Мохово	234,2	250
Заузлы	169,2	2х100
Захарово	115,5	160
ВЛ Кичменьга
Раменье	66,9	100
Решетниково	150,0	2х100
Торопово	241,4	2х160
Новое Торопово	238,0	2х160
Слобода	75,0	100
Макараво	99,8	160
Лобаново	121,1	160
Подгорка	72,3	100
Поволочье	162,9	2х100
Сорокино	197,0	250
ВЛ Пыжуг
Нижняя Ентала	89,0	100
Верхняя Ентала	219,6	250
Нижний Енангск	77,7	100
Верхний Енангск	86,7	100
Бакшеев Дор	245,0	2х160
Пыжуг	81,3	100

ПРИЛОЖЕНИЕ 2 (обязательное)

Таблица 2

Расчет уставок линий 10 кВ

Название	Класс напряж. кВ	L, км	Iк(3), кА	Iк(2), кА	Iр.m, А	kтт	МТЗ-1	МТЗ-3	ОЗЗ	АПВ
							Туст, с	Iуст, А	Туст, с	Iуст, А	Характе-ристика	kч	Туст, с	Iуст, А	Действие	Функция	Туст, с	Фиксац. блок.
Подол	10	11,7	0,79	0,68	49,4	10	0,1	94,8	1,5	6,86	нез.	3,4	10		с	1 кр.	2	Вкл.
Югский		10,25	1,84	1,58	99,4	20	0,1	110,4	1,5	6,91	нез.	7,9	10		с	1 кр.	2	Вкл.
Шонга		10,25	1,31	1,12	70	15	0,1	104,8	2	6,48	нез.	5,6	10		с	1 кр.	2	Вкл.
Голузино		7,25	1,28	1,1	47	10	0,1	153,6	1,5	6,53	нез.	5,5	10		с	1 кр.	2	Вкл.
Дорожково		8,25	1,62	1,39	66	15	0,1	129,6	0,6	6,11	нез	6,95	10		с	1 кр.	2	Вкл.
Захарово		12,1	1,53	1,31	93	20	0,1	91,8	1,5	6,46	нез.	6,55	10		с	1 кр.	2	Вкл.
Кичменьга		12	1,12	0,96	65,3	15	0,1	89,6	2	6,05	Нез	4,8	10		с	1 кр.	2	Вкл.
Пыжуг		12,3	0,76	0,65	36,4	50	0,1	18,24	1,5	1,01	нез.	3,25	10		с	1 кр.	2	Вкл.

Приложение 3 (обязательное)

Технические данные коммутационного оборудования

Таблица 3.1

Технические данные выключателя ВГТ-110-II-40/200УХЛ1

№ п/п	Наименование параметра	ВГТ-110II*-40/2000УХЛ1
1	Номинальное напряжение, кВ	110
2	Наибольшее рабочее напряжение, кВ	126
3	Номинальный ток, А	2000
4	Номинальный ток отключения, кА	40
5	Номинальное относительное содержание апериодической составляющей, %, не более	40
6	Параметры сквозного тока короткого замыкания, кА
	Наибольший пик	102
	Начальное действующее значение периодической составляющей	40
	Ток термической стойкости	40
	Время протекания тока термической стойкости, с	3
7	Параметры включения, кА
	Наибольший пик	102
	Начальное действующее значение периодической составляющей	40
8	Ток ненагруженной линии, отключаемый без повторных пробоев, А, не более	125
9	Ток одиночной конденсаторной батареи, отключаемый без повторных пробоев, А:	125
	С глухозаземленной либо изолированной нейтралью
	С глухозаземленнойнейтралью	0-300
10	Индуктивный ток шунтирующего реакторов, А	500
11	Собственное время отключения, с
12	Полное время отключения, с	0.035-0.005
13	Минимальная бестоковая пауза при АПВ, с	0.055-0.005
14	Собственное время включения, с	0.3
15	Равномерность работы полюсов, с, не более
	При включении	0.002
	При отключении	0.002
16	Расход газа на утечки в год, % от массы газа, не более	0,5
17	Масса газа, кг
	элегаза	6,3
	Газовой смеси: Элегазатетрафторметана	4,2
18	Испытательное одноминутное напряжение частоты 50 Гц, кВ	230
19	Испытательное напряжение грозового импульса (1,2/50 мкс)
	Относительно земли	450
	Между разомкнутыми контактами	550
20	Длина пути утечки внешней изоляции, см, не менее	280
21	Тип привода	пружинный
22	Количество приводов	1
23	Номинальное напряжение постоянного тока электромагнитов управления привода, В (Допускается питание электромагнитов управления выпрямленным током, например, от блоков БПТ-1002, БПНС-2 и пр.)	110 или 220
24	Количество электромагнитов управления в приводе
	включающих	1
	отключающих	2
25	Диапазон рабочих напряжений электромагнитов управления, % от номинального значения
	Включающий электромагнит	80-110
	Отключающий электромагнит	65-120
26	Номинальная величина установившегося значения постоянного тока, потребляемого электромагнитами управления, А, не более
	При напряжении 110 В	5
	При напряжении 220 В	2.5
27	Количество контактов, коммутирующих для внешних вспомогательных цепей (на привод)	11 НО.+12 Н.З.+2 проскальзывающих
28	Ток отключения коммутирующих контактов для внешних вспомогательных цепей при напряжении 110/220 В, А
	Переменного тока	10/10
	Постоянного тока	2/1
29	Мощность электродвигателя завода включающих пружин, кВт (одного привода)
	3-фазного	1.1
	универсального	0.75
30	Номинальное напряжение электродвигателя завода включающих пружин, В
	Трехфазного переменного тока	230 или 400
	Универсального однофазного переменного или постоянного тока	~230 или = 200
	Постоянного тока	110
31	Время завода включающих пружин, с, не более	15
32	Номинальная мощность обогревательных устройств одного привода, Вт
	Постоянно работающий антиконденсаторный обогрев	50
	Обогрев, автоматически включающийся при низких температурах1-ая ступень (включается при 0°С)2-ая ступень (включается при -20°С)	800800
33	Напряжение переменного тока питания обогревательных устройств, В	230
34	Максимальное вертикальное усилие на одну фундаментную опору (переднюю и заднюю), возникающее при срабатывании выключателя (импульсно, длительность импульса 0,02 с), без учета массы выключателя, Н
	вверх	17300
	вниз	18400
35	Статическая нагрузка на одну фундаментную опору, Н	9500

Таблица 3.2

Технические данные разъединителя РДЗ-110

Параметр	Единица измерения	РДЗ-110
Номинальное напряжение	кВ	110
Наибольшее рабочее напряжение	кВ	126
Номинальный ток	А	1000
Ток электродинамической стойкости	кА	80
Ток термической стойкости	кА	31,5
Длина пути утечки внешней изоляции	см	190
Масса	кг	166
Длина	мм	2010
Ширина	мм	950
Высота	мм	1510
Для главных ножей		3
Для заземляющих ножей		1

Таблица 3.3

Технические данные выключателя BB/TEL-10-12.5/1000-У2

Наименование параметра	ВВ/TEL-10-20/1000 У2
Номинальное напряжение, кВ	10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	12
Номинальный ток, А	1 000
Номинальный ток отключения, кА	20
Ток динамической стойкости, (наибольший пик), кА	51
Испытательное кратковременное напряжение (одноминутное) промышленной частоты, кВ	42
Ресурс по коммутационной стойкости:
а) при номинальном токе, циклов «ВО»	50 000/100 000
б) при номинальном токе отключения, операций «О»	150
в) при номинальном токе отключения, циклов «ВО»	100
Собственное время отключения, мс, не более
- при использовании БУ-12А	45
Полное время отключения, мс, не более
- при использовании БУ-12А	55
Собственное время включения, мс, не более
- при использовании БУ-12А	90
Верхнее/нижнее значение температуры окружающего воздуха, °С	+55/-40
Стойкость к механическим воздействиям, группа по ГОСТ 17516.1-90	М7
Масса модуля коммутационного, кг, не более:
а) с межполюсным расстоянием 200 мм	35
б) с межполюсным расстоянием 250 мм	37
в) с межполюсным расстоянием 150 мм	34
Срок службы до списания, лет	30

Приложение 4 (обязательное)

Основные технические характеристики ОПН/TEL 110-УХЛ1кВ и ОПН-РВ/TEL-10

Таблица 4.1

Основные технические характеристики ОПН/TEL 110-УХЛ1кВ

Наименование параметра	Значение параметра
Тип ограничителя ОПН-РК-Х/X-10-680 УХЛ1	110/56	110/73	110/77	110/83	110/88
Класс напряжения сети, кВ	110	110	110	110	110
Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение (Uнд),кВ	56	73	77	83	88
Максимальная амплитуда импульса тока 4/10 мкс, кА	100	100	100	100	100
Номинальный разрядный ток 8/20 мкс, кА	10	10	10	10	10
Остающееся напряжение на ОПН, не более, кВ: при коммутационном импульсе тока 250 А, 30/60 мкс 500 А, 30/60 мкс 1000 А, 30/60 мкс при грозовом импульсе тока 5000 А, 8/20 мкс 10000 А, 8/20 мкс 20000 А, 8/20 мкс	135.3 138.8 146.0 164.5 178.0 201.1	176.3 181.0 190.2 214.5 232.0 262.2	185.4 190.3 200.0 225.6 244.0 275.7	203.7 209.0 219.8 247.7 268.0 302.8	208.2 213.7 224.7 253.2 274.0 309.6
при крутом импульсе тока 10000 А, 1/10 мкс	204.7	266.8	280.6	308.2	315.1
Классификационный ток, амплитуда, мА	2.0	2.0	2.0	2.0	2.0
Классификационное напряжение Uкл, действующее значение, не менее, кВ	68.8	89.8	94.7	102.1	108.2
Ток проводимости Iпр при Uнд, действующее значение, мА, не более	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0
Пропускная способность, А, для прямоугольных импульсов тока 2000 мкс	680	680	680	680	680
Рассеиваемая энергия ОПН, кДж,не менее	196.0	255.5	269.5	290.5	308.0
Ток взрывобезопасности, кА	40	40	40	40	40
Длина пути утечки, мм, не менее	3150	3150	3150	3150	3150
Масса, кг, не более	15.0	15.0	15.0	15.0	15.0
Высота, мм, не более	1000	1000	1000	1000	1000

Таблица 4.2

Технические характеристики ОПН-РВ/TEL-10

Наименование параметра	ОПН-РВ/TEL-10
1. Класс напряжения сети, кВ	10
2. Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение, кВ Uнр	12,6
3. Номинальный разрядный ток 8/20 мкс, кА	5
4. Пропускная способность, А	150
5. Остающееся напряжение, кВ, не более:- при коммутационном импульсе тока 125 А, 30/60 мкс 250 А, 30/60 мкс 500 А, 30/60 мкс- при грозовом импульсе тока 2500 А, 8/20 мкс 5000 А, 8/20 мкс 10000 А, 8/20 мкс- при крутом импульсе тока 10000 А, 1/10 мкс	32,733,835,2 40,243,047,3 54,4
6. Классификационное напряжение, не менее, кВ, при амплитуде классификационного тока через ОПН 1,0 мА	15,4
7. Ток проводимости, мА, не более (действующее значение)	0,3
8. Максимальная амплитуда большого импульса тока 4/10 мкс, кА	65
9. Удельная энергия, кДж/кВ Uнр	0,8
10. Ток взрывобезопасности, кА	10

Размещено на http://www.allbest.ru/

Приложение 5 (обязательное)

Сметно-финансовый расчет объекта проектирования

Таблица 5

Сметно-финансовый расчет объекта проектирования

№ п/п	Шифр и позиция в нормативе	Наименование работ и затрат	Кол.	Стоимость на единицу, руб.	Общая стоимость, руб.	Затраты труда рабочих не занятых экспл. машин, чел.-час
			Ед. изм.	Всего	Экспл. машин	Мат-лы	Всего	Основной зарплаты	Экспл. машин	Мат-лы	единицы	общая
				Основной зарплаты	В т. ч. зарплаты
№1 Монтажные работы
1	ТЕРм08-01-001-10	Трансформатор силовой ТДН-10000/110/10	2	18849,22	11761,89	1987,51	28602,04	1569,02	16415,82	3853,02	508	1016
			шт.	5100,32	1110,49				1569,02
2	ТЕРм08-01-065-01	Слив масла	10x2	430,7	395,46	-	4307	352,4	3954,6		5,31	106,2
			т	35,24	22,8				228
3	ТЕРм08-01-005-02	Сушка трансформатора	2	7435,4	1591,26	1838,18	14870,80	8011,92	3182,52	3676,36	399	798
			шт.	4005,96	7,79				15,58
5	ТЕРм08-01-064-01	Сушка масла	10x2	427,49	166,35	93,47	4274,9	1676,7	1663,5	934,7	16,7	167
			т	167,67	8,53				85,3
6	ТЕРм08-01-065-01	Залив масла	10x2	430,7	395,46	-	4307	352,4	3954,6	-	3,51	70,2
			т	35,24	22,8				228
7	ТЕРм08-01-05-03	Трансформатор тока ТОЛ-10	8	52,6	12,91	15,29	736,4	341,6	180,74	214,06	2,43	19.5
			компл	24,4	0,86				12,04
8	ТЕРм08-01-009-05	Выключатель элегазовый ВГТ-110	3	7575,6	4799,09	336,79	22726,8	7409,16	14397,27	1010,37	243	729
			шт.	2469,72	347,43				1042,29
9	ТЕРм08-01-022-01	Шины жесткие 110 кВ	10	1272,18	282,24	401,6	12721,8	5883,4	2822,4	4016	58,6	586
			прол	588,34	16,54				165,4
10	ТЕРм08-01-026-01	Ячейка с ВВ/Tel-10	8	668,94	243,16	36,23	7358,34	4285,05	2674,76	398,53	38,8	310.4
			шт	389,55	17,32				190,52
11	ТЕРм08-01-026-02	Ячейка с НАМИ-10-УХЛ1	2	429,68	215,74	36,23	859,36	355,42	431,48	72,46	17,7	35,4
			шт	177,71	15,73				31,46
12	ТЕРм08-01-026-03	Ячейка с разъеденителем	1	306,5	171,12	28,96	306,5	106,42	171,12	28,96	10,6	10,6
			шт.	106,42	12,27				12,27
13	ФЕРм33-04-001-1	Установка опор с помощью механизмов	1230	234,26	120,13	86,08	288139,8	34501,5	147760	105878,4	3,17	3899,1
			шт.	28,05	9,05				11131,5
14	ТЕРм08-01-061-01	Предохранитель ПКТ-10	62	30,41	5,65	13,41	182,46	68,1	33,9	80,46	1,13	70
			шт.	11,35	0,35				2,1
15	ТЕРм08-01-062-02	Трансформатор силовой ТМ-100/10	2	2660,28	1220,87	1137,21	5320,56	604,4	2441,74	2274,42	30,1	60,2
			шт.	302,2	83,69				167,38
16	ТЕРм08-01-066-01	ОПН-TEL-10/12,6/5/150 УХЛ1	8	69,64	27,41	12,11	139,28	60,24	54,82	24,22	3	24
			компл	30,12	1,59				3,18
17	ТЕРм 08-01-006-02	Трансформатор тока ТГФМ-110	5	1323,24	494,03	576,2	5292,96	1012,04	1976,12	2304,8	25,2	100,8
			комп	253,01	35,79				143,16
18	ТЕРм08-01-007-02	Трансформатор напряжения НКФ-110 УХЛ1	2	1642,01	824,64	569,38	3284,02	495,98	1649,28	1138,76	30,1	60,2
			шт.	247,99	88,89				177,78
19	ТЕРм08-01-011-06	Разъединитель РДЗ-110	10	2035,22	1093,29	450,97	20352,2	4909,6	10932,9	4509,7	48,9	489
			шт.	490,96	160,7				1607
20	ТЕРм08-01-015-02	ОПН-TEL-110/88-10-680 УХЛ1	2	1806,18	826,74	672,22	3612,36	614,44	1653,48	1344,44	30,6	61,2
			комп	307,22	83,45				166,9
21	ТЕРм08-01-017-09	Изолятор опорный 110 кВ	2	191,4	67,8	99,7	382,8	47,8	135,6	198,6	2,38	4,76
			шт.	23,9	7,6				15,2
22	ТЕРм08-01-020-02	Гирлянда поддерживающая 110 кВ	6	209,71	161,12	-	1258,26	291,54	966,72	-	4,84	29,04
			шт.	48,59	14,42				86,52
23	ТЕРм08-01-021-05	Ошиновка гибкая	10	2286,2	1863,06	2,46	22862	4206,8	18630,6	24,6	41,9	419
			прол.	420,68	115,26				1152,6
24	ФЕР33-04-008-3	Подвеска СИП-2А с помощью механизмов	10,6	1388,23	579,41	177	14715,238	3396,03	6141,75	1876,2	22	233,2
			1 км при 30 опорах	320,38	69,44				736
25	ФЕРм08-02-149	Подвеска СИП-3 с помощью механизмов	73,7	1685,35	756,66	209	124210,3	33507,7	55765,8	15403,3	22	1621,4
			1 км	454,65	93,28				6874,7
26	ФЕРм18-01-001	Установка маслосборника	1	12825,39	5238,16	3850,39	12825,39	3736,84	5238,16	3850,39	412	412
			шт.	3736,84	571,13				571,13
27	ФЕР33-04-029-1	Установка КТП мощностью до 630 КВ•А	62	395,81	358,82	2,16	22165,36	2072	20093,92	120,96	4,18	260
			шт.	36,99	32,59				1825,04
Итого					629134,2	120324,74	325538,8	153736,74		11683,4
							28463,9
№2 Материалы в ценах 2015 г.
21	Самарский Электрощит	Шины 10 кВ	25	18700			467500
			м
22	Самарский Электрощит	Шины 110 кВ	10	32500			325000
			прол.
Итого:					792500
№3 Оборудование в ценах 2015 г.
23	Тольятинский Трансформатор	Трансформатор силовой ТДН-10000/110/10	2	5500000			11000000
24	ЗАО ЭНЕРГОМАШ (Екатеринбург)	Выключатель элегазовый ВГТ-110	3	1300000			3900000
25	УЗТТ	Разъединитель РДЗ-110	10	65000			650000
26	Самарский Электрощит

Страница:

•  1 
•  2 
•  3 

дипломная работа "Система электроснабжения сельскохозяйственного района Нечерноземной зоны" скачать

Подобные документы

• Электроснабжение сельскохозяйственного населенного пункта с. Казанка

  Характеристика объекта электроснабжения. Составление расчётной схемы. Определение нагрузок на вводах потребителей. Выбор мощности потребительской подстанции. Расчет токов короткого замыкания; выбор аппаратуры. Защиты линии и проверка её срабатывания.
  
  курсовая работа [121,6 K], добавлен 28.01.2016
  

• Выбор оборудования для проектирования районной понизительной подстанции 110/35/10кВ "Федотово"

  Определение расчетной нагрузки района. Выбор мощности и схем тупиковой подстанции. Изучение схемы электроснабжения района. Подбор линий электропередач и мощности силовых трансформаторов районной понизительной подстанции. Расчет токов короткого замыкания.
  
  дипломная работа [175,8 K], добавлен 30.06.2015
  

• Проект электроснабжения цеха приготовления щепы и опилок

  Характеристика цеха и потребителей электроэнергии. Расчет нагрузок цеха. Разработка графиков. Выбор числа, мощности трансформаторов на подстанции, коммутационной аппаратуры. Расчет токов короткого замыкания. Мероприятия по повышению коэффициента мощности.
  
  курсовая работа [504,2 K], добавлен 11.02.2013
  

• Проектирование и расчет электроснабжения микрорайона города

  Разработка принципиальной схемы электроснабжения микрорайона города. Расчет электрических нагрузок. Определение числа, мощности и мест расположения трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания и релейной защиты. Выбор коммутационной аппаратуры.
  
  дипломная работа [1,2 M], добавлен 15.02.2017
  

• Проектирование системы электроснабжения цеха промышленного предприятия

  Общие требования к электроснабжению объекта. Составление схемы электроснабжения цеха, расчет нагрузок. Определение количества, мощности и типа силовых трансформаторов, распределительных линий. Выбор аппаратов защиты, расчет токов короткого замыкания.
  
  курсовая работа [343,3 K], добавлен 01.02.2014
  

• Разработка системы электроснабжения термического цеха

  Характеристика потребителей (термический цех) системы электроснабжения. Расчет электрических и осветительных нагрузок. Выбор мощности, числа и типа цеховых трансформаторов. Проверка коммутационной и защитной аппаратуры. Токи короткого замыкания.
  
  курсовая работа [812,5 K], добавлен 19.01.2015
  

• Разработка системы электроснабжения сельскохозяйственного района

  Электрические нагрузки зданий и наружного освещения. Выбор сечения проводников осветительной сети. Определение числа и мощности трансформаторов подстанции. Коммутационная и защитная аппаратуры. Расчёт токов короткого замыкания. Разработка релейной защиты.
  
  дипломная работа [337,6 K], добавлен 15.02.2017
  

• Система электроснабжения сельскохозяйственного района

  Определение средней нагрузки подстанции. Проверка провода. Выбор количества и мощности трансформаторов. Расчёт токов короткого замыкания, заземляющего устройства. Проверка линии электропередач на термическую стойкость. Проектирование релейной защиты.
  
  дипломная работа [646,5 K], добавлен 15.02.2017
  

• Реконструкция электрооборудования подстанции Чушевицы

  Характеристика потребителей электроэнергии. Расчет мощности подстанции, определение нагрузок, выбор трансформаторов. Компоновка распределительных устройств. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрооборудования, коммутационной и защитной аппаратуры.
  
  дипломная работа [993,5 K], добавлен 10.04.2017
  

• Электроснабжение Аулиекольского района

  Выбор оборудования на подстанции и схемы электроснабжения. Расчет электрических нагрузок, силовых трансформаторов, токов короткого замыкания, сечения питающих линий. Устройство вакуумного выключателя. Себестоимость передачи и распределения электроэнергии.
  
  дипломная работа [222,8 K], добавлен 18.05.2014
  

Другие документы, подобные "Система электроснабжения сельскохозяйственного района Нечерноземной зоны"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам