Районная понизительная подстанция

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

Проверяются шины по допустимому току:

;

.

Проверяются шины на термическую стойкость:

мм2 ;

мм2 .

что меньше, чем выбранное сечение провода.

Проверяются шины на электродинамическую стойкость:

см4.

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

Гц;

Гц.

Таким образом, шины механически прочны.

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

Гибкие ошиновка проверяется:

- по электрической плотности тока

(7.19)

где q сечение провода, мм2;

ток нормального режима, А;

нормативная плотность тока, А/мм2.

Найденное сечение округляется до ближайшего стандартного и проверяется по нагреву.

Выбранное сечение проверяется на термическое действие тока.



.

На электродинамическую стойкость токопроводы проверяются при

кА и кА

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

Выбор ошиновки 35 кВ.

= 52,62 А.

тогда

.

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

Проверяем выбранное сечение на термическую стойкость:

мм2.

Проверяем выбранное сечение по нагреву:

А, что меньше А.

Проверка на электродинамическую стойкость не требуется, т.к.

кА < 20 кА и кА < 50 кА.

Выбор ошиновки 10 кВ.

А

Тогда



.

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

Проверяем выбранное сечение на термическую стойкость:

мм2.

Проверяем выбранное сечение по нагреву:

, что меньше А.

Проверка на электродинамическую стойкость не требуется, т.к.

кА < 20 кА и кА < 50 кА.



8. КОНСТРУКТИВНОЕ ИСПОЛНEНИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕJIЬНЫХ УСТРОЙСТВ

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

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

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

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

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

- при необходимости легко производится реконструкция и расширение электроустановки;

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

- применение КРУ уменьшает габариты подстанции;

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

В состав КТПБ входит:

- КРУ 35 кв серии К-65;

- КРУН 1 О кв серии К-59;

-ОПУ:

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

- кабельные лотки.

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

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

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

- 2 ячейки трансформатора напряжения;

- 2 ячейки ввода;

-2 ячейки силового трансформатора;

- ячейка секционного выключателя;

- ячейка секционного разьеденителя.

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

- 15 ячеек с выключателями;

- 2 ячейки трансформатора;

- ячейка секционного разьеденителя;



9. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

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

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

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

"Сириус" обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:

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

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

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

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

- осциллографирование аварийных процессов;

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

- учет количества отключений выключателя и циклов АПВ;

- пофазный учет токов при аварийных отключениях выключателя;

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

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

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

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

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

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

9.1 Релейная защита линий 10 кВ

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

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

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

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

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

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

9.1.1 Токовая отсечка (т.о.)

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

Ток срабатывания:

(9.1)

где коэффициент запаса, = 1,05;

максимальный ток КЗ в конце защищаемой линии.

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

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

(9.2)

где сумма номинальных токов трансформаторов этой линии.

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

. 9.3

Токовая отсечка с выдержкой времени.

Ток срабатывания:

(9.4)

где ток срабатывания отсечки предыдущей защиты.

Время срабатывания, :

(9.5)

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

время срабатывания т.о. предыдущей защиты.

9.1.2 Максимальная токовая защита

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

Ток срабатывания защиты:

(9.6)

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

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

максимальный ток в линии в нормальном режиме.

Время срабатывания защиты:

(9.7)

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

9.1.3 Оценка чувствительности

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

Коэффициент чувствительности определяется по формуле:

(9.8)

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

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

Ток срабатывания:

(9.9)

где коэффициент трансформации трансформатора тока;

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

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

Ток срабатывания отсечки:

(А).

Время срабатывания токовой отсечки:

.

Ток срабатывания (уставка) токовой отсечки:



(А)

Рассчитываются уставки МТЗ.

Ток срабатывания МТЗ

(А).

Время срабатывания МТЗ:

(с).

Коэффициент чувствительности:

.

Ток срабатывания (уставка) МТЗ

(А).

Проверка ТТ на 10% погрешность.

(9.10)

где вторичная нагрузка трансформатора тока;

номинальная допустимая нагрузка ТТ в выбранном классе точности.

Предельная кратность определяется по результатам расчёта отсечки:

(9.11)

По кривым предельной кратности для ТЛК-I0 Ом.

Фактическое расчетное сопротивление нагрузки:

(9.12)

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

сопротивление контактов, принимается равным 0,1 Ом ;

сопротивление приборов (устройства "Сириус 2Л"):

(9.13)

где мощность, потребляемая "Сириус 2Л";

вторичный номинальный ток устройства.

Сопротивление "Сириус 2Л":

Ом.

Сопротивление соединительных проводов:

(9.14)

где удельное сопротивление материала провода;

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

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

(Ом).

Результирующее сопротивление равно:

Ом

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

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

Таблица 9.1 Результаты расчета уставок защит линий 10 кВ

Линия 10кВ	,А	,А	,А	КТ	,А	,А	,А	,А		,с
Домозерово-1	726	629	16	20	762,3	38,1	22,1	1,1	28,5	1
Горка	511	443	17	20	536,6	26,8	23,5	1,2	18,9	1
Жары	1243	1076	20	20	1305,2	65,3	27,6	1,4	38,9	1
Матурино	457	396	25	20	479,9	24,0	34,5	1,7	11,5	1
Лапач	649	562	22	20	681,5	34,1	30,4	1,5	18,5	1
Починок	588	509	18	20	617,4	30,9	24,9	1,2	20,5	1
Домозерово-2	957	829	20	20	1004,9	50,2	27,6	1,4	30,0	1

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

9.2 Защита трансформаторов собственных нужд

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

Условия выбора:

- по номинальному напряжению сети:

(9.15)

- по максимальному рабочему току:

(9.16)

(9.17)

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

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

- по номинальному напряжению сети (9.15):

10 кВ=10 кВ

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

Предохранитель удовлетворяет всем условиям.

Релейную защиту выполняем на микропроцессорной защите "Сириус" .

9.3 Защита силовых трансформаторов

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

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

Функции защиты, выполняемые устройством:

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

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

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

9.3.l Максимальная токовая защита от внешних КЗ

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

Ток срабатывания защиты равен:

(9.20)

где коэффициент допустимой перегрузки трансформатора;

номинальный ток трансформатора.

А.

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

с.

Ток срабатывания (уставка) МТЗ:

А.

9.3.2 Максимальная токовая защита трансформатора от перегрузки

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

(9.21)

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

(А).

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

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

Ток срабатывания (уставка) МТЗ:

(А).

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

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

9.3.3. Газовая защита

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

9.4 Логическая защита шин (ЛЗШ)

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

9.5 Устройства автоматики под станции

9.5.1 Автоматическое включение резерва (АВР)

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

«Сириус - В» выполняет следующие функции:

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

- выполняет АВР без выдержки времени при срабатывании защит трансформатора;

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

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

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

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

Напряжение срабатывания защиты минимального действия:

(9.22)

кВ;

кВ.

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

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

- МТЗ;

- при самопроизвольном отключении силового выключателя.

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



(9.23)

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

= 0,1+0,5= 0,6 с.

(9.24)

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

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

. = 1 - 0,4 + 0,5 = 1,1 с.

(9.25)

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

= 0,3 + 0,5 = 0,8 с.

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

Выбирается = 2 с.

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

Схема подстанции с размещением типов защит представлена на чертеже 4.



10. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

10.1 Определение сметной стоимости подстанции 35/10 кВ

Представим оборудование выбранной схемы электроснабжения в таблице 10.1

Таблица 10.1 Оборудование подстанции

Наименование оборудования	Единица измерений	Количество
Трансформатор трехфазный 35 кВ, мощностью 2500 кВА	шт.	2
Трансформатор собственных нужд 10 кВ, мощностью 63 кВА.	шт.	2
КРУ 35 кВ серии К-65	компл.	1
КРУН 10 кВ серии К-59	компл.	1
ОПУ	шт.	1
Короба металлические	м	50
Кабели	м	5000
Ошиновка 35 кВ	м	100
Ошиновка 10кВ		м	100

Приведем данные о источнике стоимости оборудования в таблице 10.2

Таблица 10.2 Источники стоимости оборудования

Наименование оборудования	Источник
Трансформатор трехфазный 35 кВ, мощностью 2500 кВА	Прайс ОАО" Альтранс" г. Барнаул 2006 год
Трансформатор собственных нужд 10 кВ, мощностью 63 кВА.
КРУ 35 кВ серии К-65	Прайс Самарского завода "Электрощит" 2006 год
КРУН 10 кВ серии К-59
ОПУ
Короба металлические
Кабели	Справочник "Стройцена Вологодской области" 1 квартал 2006 года
Ошиновка 35 кв
Ошиновка 10кВ

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

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

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

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

Монтаж: 49629,5·1,973=97919 руб.;

Зарплата:

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

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

Сметой также учитывается:

1. Накладные расходы 75% от основной зарплаты:

=126199,5 ·0,75=94649,6 руб.;

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

=26239319·0,02=524800 руб.;

3. Транспортные расходы: 5% от стоимости оборудования:

26239319,5· 0,05 = 1312000 руб.;

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

=26239319·0,055=1443000 руб.;

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

6. Плановые накопления 8% от всех затрат:

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

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

Итого

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

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

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

10.2 Расчет срока окупаемости капитальных вложений

Срок окупаемости с учетом инфляции путем дисконтирования прибыли
определяется по формуле

(11.2)

где прибыль подстанции;

ставка дисконта;

n количество лет возмещения первоначальных капитальных вложений.

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

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

Стоимость электроэнергии по одноставочному тарифу рассчитывается по формуле:

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

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

=1,0220620000=21 030000 млн.руб.

Срок окупаемости равен:

руб.;

руб.;

руб.;

руб.

Срок окупаемости за два года и три месяца составляет:

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

Через 2 года 3 месяца подстанция полностью окупается.

10.3 Расчет численности электромонтажной бригады

(11.4)

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

заданный срок электромонтажных работ, =174,6;

q количество рабочих месяцев, q=2;

производительность труда, = 1,1;

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

чел.

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

10.4 Организация электромонтажных работ

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

Продолжительность работы определяется:

(11.5)

где трудоемкость работ;

ч число человек работающих на данном объекте;

коэффициент производительности = 1,1 ;

коэффициент использования рабочего времени =0,9;

n число рабочих часов в сутки, n=8ч.;

продолжительность работы при 8-часовом рабочем дне.

Приведем пример расчета трансформатора мощностью 2500 кВт

дней.

Продолжительность непрерывной работы определяется по формуле

(11.6)

где продолжительность непрерываемой работы (в круглосуточном рабочем дне).

Приведем пример расчета продолжительности сушки трансформатора мощностью 2500 кВт

дней.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном проекте рассматривалась подстанция напряжением 35/10 кВ.

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

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

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

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

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

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

Определена сметная стоимость выбранной схемы электроснабжения 32600000 рублей.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Таблица Расчет кабелей

Наименование эл.приемника	Расчетная нагрузка, кВА	Расчетный ток, КА	Допустимый ток, КА	Длина кабеля, м	Марка и сечение кабеля, мм2	Активное сопротивление, Ом/км	Реактивное сопротивление, Ом/км	Потери U,%
Обогрев шкафов КРУН-I0	18,95	28.8	36,3	30	АВВГ- 4хl0	3,12	0,09	4.5
Обогрев шкафов КРУН - 35 1 с.ш.	8,4	12,75	23,3	50	АВВГ- 4х4	7,81	0,107	7,32
Обогрев шкафов КРУН - 35 2 с.ш.	8,4	12,75	23,3	50	АВВГ-4х4	7,81	0,107	7,32
Отопление ОПУ	11,58	17,6	23,3	25	АВВГ- 4х4	7,81	0,107	5.68
Вентиляция ОПУ	0,33	0,49	16,4	25	АВВГ- 4х4	7,81	0,107	0,15
Питание приводов разьеденителей 35 кв	2,5	3,8	16,4	65	АВВГ- 4х2,5	12,5	0,116	5.01
Регулирование напряж. Т1,	0,81	1,25	16,4	34	АВВГ- 4х4	7,81	0,107	0,86
Регулирование напряж., Т2	0,81	1,25	16,4	34	АВВГ- 4х4	7,81	0,107	0,86
Освещение КРУН -1 О	1,08	1.64	16,4	30	АВВГ- 2х4	7,81	0,107	0.63
Освещение КРУН-35 1 с.ш	0,48	0,73	16,4	50	АВВГ- 2х4	7,81	0,107	0,28
Освещение КРУН-35 2с.ш	0,48	0,73	16,4	50	АВВГ- 2х4	7,81	0,107	0,28
Освещение ОПУ	0.6	0.912	23,3	25	АВВГ- 2х4	7,81	0,107	0,33
Наружное освещение	0,487	0.74	23,3	84	АВВГ- 2х4	7,81	0,107	0.27



ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Таблица Сметно-финансовый расчет

№	Наименование прейскуранта ценника и № позиции	Наименование и техническая характеристика оборудования или видов монтажных работ	Единицы измерений	Количество	Сметная стоимость в руб.	Трудозатраты чел.час,
					единицы	общая
					оборудование	монтаж	В том числе зарплата	оборудование	монтаж	В том числе зарплата
							основная	По экспл. машин			основная	По экспл. машин	единицы	общая
1		ТМН-2500/35	шт	2	950000				1900000
	ТЕРм08- 01-065-1	Слив масла	т	3,43		33,8	379,25	21,33		231,87	2601,6	146,32	3,51	24,07
	ТЕРм08- 01-064-1	Сушка масла	т	3,43		160,8	154,42	7,99		1103,1	1059,3	54,81	16,7	114,5
	ТЕРм08- 01- 062-3	Ревизия тран-ра	шт	2		758,2	462,8	74,62		1516,4	925,6	149,24	249,5	499
	ТЕРм 08- 01-005-1	Сушка тран-ра	шт	2		4583,8	5649,7	7,97		9167,6	11299,4	15,94	446,4	892,8
	ТЕРм08- 01-065-1	Заливка масла	т	3,43		33,8	379,25	21,33		231,87	2601,6	146,32	3,51	24,07
	ТЕРм08-01-001-06	Монтаж	шт	2		7424 ,74	2750,9 6	4057,8 5		14849, 48	5501,9 2	8115,7	274	548
		ТМ-63/10/0,4	шт	2	43200				86400
2	ТЕРм08-01-065-1	Слив масла	т	0,22		33,8	379,25	21,33		14,87	166,8	9,38	3,51	1,54
	ТЕРм08- 01-064-1	Сушка масла	т	0,22		160,8	154,42	7,99		70,75	67,94	3,51	16,7	7,348
	ТЕРм08- 01-062-1	Ревизия тран - ра	шт	2		165,3	324,2	27,3		330,6	684,4	54,6	18,3	36,6
	ТЕРм08- 01-005-1	Сушка тран - ра	шт	2		535,6	265,2	3,64		1071,2	530,4	7,28	115	230
	ТЕРм08- 01-065-1	Заливка масла	т	0,22		33,8	379,25	21,33		14,87	166,87	9,38	3,51	1,54
	ТЕРм08- 01-001-1	Монтаж	шт	2		215,86	581,12	47,62		413,72	1162,24	95,24	21,5	43
3.	ТЕРм 08- 01-026	КРУ 35 кВ серии К-65	компл	1	10704626	5351,52	3116,4	1945,28	10704626	5351,52	3116,4	1945,28	310,4	310,4
4.	TEPм08- 01-026	КРУН 10 кВ серии К-59	компл	1	10402110	389,5	243,16	17,32	10402110	389	243,16	17,32	582	582
5.	ТЕРм08- 01-026	ОПУ	шт	1	2991200	321,28	1032,38	111,02	2991200	321,28	1032,38	111,02	32	32
6.	TEPм08- 01-023-1	Короба металлические	м	50	19,67	368,86	823,52	170,86	983,5	184,43	411,76	85,43	37,6	18,8
7.	TEPm08-02-147-01	Кабели	м	5000	30	116,46	422,52	36,97	150000	5823	21126	1848,5	11,6	580
8.	ТЕРм08- 02-405-3	Ошиновка 35 кв	М 100	50	40	438, 51	342,3	10,26	2000	219,25	171,15	5,13	46,6	23,3
9.	ТЕРм08- 02-405-5	Ошиновка 10 кВ	М 100	50	40	517,55	650,75	28,35	2000	258,77	325,4	14,17	55	27,5
10	ИТОГО		-	-	-	-	-	-	26239319,5	49629,5	63963,26	12843,23	-	4055

Размещено на Allbest.ur