3.11.1 Расчет емкостных токов

Емкостной ток для воздушной линии определяется по формуле:

(3.40)

Емкостной ток для кабельной линии определяется по формуле:

(3.41)

Результаты расчетов сведем в таблицу 3.14

Таблица 3.14

№ ячейки	Наименован. отходящих линий	Марка кабеля.	Протяженность, км	Iс
			Общая	В том числе кл	В т.ч. вл
2	ЗРОМ-1	АШВУ-3х70	0,01	0,01		0,01
3	КНС-8	ААВ-3х150	0,35	0,35		0,35
4	Хлебозавод	ААШВ-3х120	0,35	0,35		0,35
5	РП-9-1	ААШВ-3х185	0,4	0,4		0,4
6	Быт. нагрузка	ААШВУ3х120	0,719	0,719		0,719
		ААШВУ3х185	0,980	0,980		0,980
7	РП-5-1	АСВ-3х240	1,530	1,530		1,530
10	РП горкотел	2ААШВ3х185	2х1,4	2х1,4		2,8
11	РП-10-2	ААШВ-3х150	0,1	0,1		0,1
		АС-95	1,5		1,5	0,043
		ААШВ-3х185	0,7	0,7		0,7
12	РП-8-3	АСВ-3х240	4,57	4,57		4,57
Общий емкостной ток I системы шин 16,6
15	КНС-8	ААВ-3х150	0,35	0,35		0,35
16	РП-5-2	АСВ-3х240	1,53	1,53		1,53
17	Птицеферма	А-70	13,07		13,07	0,37
18	РП горкотел	2ААШВ3х185	2х1,4	2х1,4		2,8
19	РП-8-4	АСБ-3х240	4,57	4,57		4,57
23	Хлебозавод	ААШВ-3х120	0,35	0,35		0,35
24	ЗРОМ-2	АШВУ-3х70	0,012	0,012		0,012
25	РП-10-1	ААШВ-3х150	0,1	0,1		0,1
		АС-95	1,5		1,5	0,043
		ААШВ-3х185	0,7	0,7		0,7
26	Быт. нагрузка	ААШВУ3х120	0,723	0,723		0,723
		ААШВУ3х185	0,98	0,98		0,98
27	Зверосовхоз	А-50	10,3		10,3	0,29
28	РП-9-2	ААШВ-3х185	4,4	4,4		4,4
Общий емкостной ток II системы шин 17,2

3.11.2 Дугогасящие катушки

Дугогасящая катушка представляет собой индуктивность, предназначенную для гашения дуги емкостного тока замыкания на землю и ограничения перенапряжений при повторных зажиганиях заземляющей дуги.

По способам регулировки тока компенсации, современные дугогасящие катушки разделяются на три основных вида:

1) с переключением ответвлений обмотки;

2) с изменением зазоров в магнитной системе;

3) с изменением индуктивности подмагничиванием постоянным током.

В высоковольтных сетях 6 - 35 кВ применяются в основном дугогасящие катушки ЗРОМ, они имеют прямо пропорциональную зависимость тока от напряжения. Насыщение стали практически не проявляется при напряжении 1,1 Uф, когда переключатель установлен на ответвление наибольшего тока.

Обмотки дугогасящей катушки ЗРОМ имеют пять ответвлений, делящих токи в соотношении 1:2. Длительная работа сетей 3-60 кВ с изолированной нейтралью допускается при емкостных токах замыкания на землю, не превышающих следующие значения:

Таблица 3.15

Напряжение сети, кВ	6	10	15-20	35 и выше
Емкостной ток замыкания на землю, А	30	20	15	10

Указанные значения токов соответствуют требования Правил технической эксплуатации (ПТЭ). Однако, исследования опасности воздействия заземляющих дуг и перенапряжений, а также опыт эксплуатации показали, что в сетях 6 и 10 кВ целесообразно применять дугогасящие катушки тогда, когда емкостные токи замыкания на землю достигнут соответственно 20 и 15 А.

3.11.3 Выбор мощности и места установки дугогасящих катушек

Мощность дугогасящих катушек выбирается по величине полного емкостного тока замыкания на землю сети и подсчитывается по формуле [3]:

(3.42)

где n - коэффициент, учитывающий развитие сети в ближайшие пять лет. Приближенно n=1,25.

Дугогасящие катушки должны устанавливаться, как правило, на питающих узловых подстанциях, связанных с компенсирующей сетью не менее чем тремя линиями. Установка на тупиковых подстанциях нежелательна, так как неполнофазные режимы питания трансформатора с дугогасящей катушкой, возникающие из-за обрыва проводов на питающей линии, приводят к неполнофазной компенсации емкостных проводимостей фаз сети индуктивными проводимостями дугогасящей катушки. При этом смещение нейтрали может достигнуть опасных величин.

Определяем мощность дугогасящих катушек:

I С.Ш. : Q=1,25*16,6*10=207,5 кВА

II С.Ш. : Q=1,25*17,2*10=215 кВА

Выбираем дугогасящие катушки:ЗРОМ-300/10.

Для подключения дугогасящих катушек к нейтрали сети используем трансформаторы ТМ-400/10.

4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

В процессе работы подстанции могут возникнуть повреждения отдельных её элементов и ненормальные режимы работы.

Повреждения в электроустановках чаще всего связаны с нарушением изоляции, обрывом цепей или возникновением коротких замыканий. При этом прекращается питание потребителей, расположенных за местом повреждения. кроме того, протекание токов короткого замыкания приводит к повышенному нагреву токоведущих частей и аппаратов, снижению напряжения у удалённых потребителей и может явиться причиной нарушения устойчивой работы системы электроснабжения.

Ненормальные режимы работы обычно приводят к отклонению величин напряжения, тока и частоты от допустимых значений. При понижении напряжения и частоты создаётся опасность нарушения нормальной работы потребителей и устойчивости системы электроснабжения, а повышение напряжения может привести к пробою изоляции и повреждению электрооборудования.

Таким образом, повреждения нарушают работу электроустановок, а ненормальные режимы работы создают условия для возникновения повреждений.

Для уменьшения размеров повреждений и предотвращения развития аварий устанавливаем релейную защиту, которая представляет собой совокупность автоматических устройств, обеспечивающих отключение поврежденной части электроустановки.

4.1 Виды повреждений и ненормальных режимов работы трансформаторов

В процессе эксплуатации не исключена возможность к.з., как в трансформаторах, так и на их соединениях с выключателями. Имеют место также опасные ненормальные режимы работы, связанные с повреждением трансформатора и его соединений. Возможность повреждений и ненормальных режимов обуславливает необходимость установки на трансформаторах защитных устройств. При этом учитываются однофазные и многофазные короткие замыкания в обмотках и на выводах трансформатора, а также “пожар стали” сердечника. Однофазные короткие замыкания бывают двух видов: на землю и между витками обмотки (витковые замыкания). Наиболее вероятными являются однофазные и многофазные повреждения на выводах трансформаторов и однофазные витковые замыкания.

Значительно реже возникают междуфазные короткие замыкания в обмотках. Для групп однофазных трансформаторов они вообще исключены. Защита от коротких замыканий выполняется с действием на отключение повреждённого трансформатора. Для ограничения размеров разрушений целесообразно выполнять её работающей без замедления.

Замыкания одной фазы на землю представляют опасность для обмоток , присоединённых к сетям с большими токами замыкания на землю. В этом случае защита должна отключить трансформатор и при однофазных коротких замыканиях в его обмотках на землю.

Ненормальные режимы работы трансформаторов обусловлены внешними короткими замыканиями и перегрузками. В этих случаях в обмотках трансформатора появляются большие токи (сверхтоки).Особенно опасны токи, при внешних коротких замыканиях; эти токи могут значительно превышать номинальный ток трансформатора. В случае длительного прохождения тока возможен интенсивный нагрев изоляции обмоток и её повреждение.

Вместе с этим при коротком замыкании имеет место понижение напряжения в сети. Поэтому на трансформаторе должна предусматриваться защита, отключающая трансформатор при появлении сверхтоков, обусловленных не отключившимся внешним коротким замыканием.

К ненормальным режимам работы трансформатора относится также недопустимое понижение уровня масла, которое может произойти, например, вследствие повреждения бака.

4.2 Защиты трансформаторов 110/35/10 кВ

4.2.1 Общие положения

На трансформаторы согласно предусматриваем следующие защиты:

дифференциальная токовая защита трансформатора;

газовая защита, газовая защита устройства РПН;

токовая направленная защита обратной последовательности от несимметричных КЗ и максимальная токовая защита с пуском напряжения от трёхфазного КЗ;

двухступенчатая дистанционная защита от многофазных КЗ;

максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения от многофазных КЗ на стороне низшего напряжения;

токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю на стороне высшего;

защита от неполнофазного режима;

максимальная токовая защита от перегрузки.

УРОВ 110 кВ выполняем действующими:

при КЗ в трансформаторе с отказом выключателя - на отключение всех выключателей системы (секций) шин, элемент которой повреждён;

при КЗ на шинах с отказом выключателя трансформатора - на отключение всех выключателей трансформатора.

При КЗ в трансформаторе с отказом его выключателя при действии УРОВ запрещается АПВ шин соответствующего напряжения.

4.2.2 Газовая защита

Цепи защиты выполняем в соответствии с, с учётом наличия:

одного газового реле (РГЧЗ-66), реагирующего на повреждения в кожухе трансформатора, с двумя контактами действующими соответственно на отключение и на сигнал;

одного газового реле, реагирующего на повреждения в контакторном объёме трансформатора, которых используется контакт, действующий на отключение.

одного газового реле, реагирующего на повреждения в контактном объёме РПН трансформатора.

В схемах предусматриваем возможность перевода действия отключающих контактов газовых реле трансформатора на сигнал.

4.2.3 Токовая защита обратной последовательности и максимальные токовые защиты с пуском напряжения

Токовую защиту обратной последовательности предусматриваем для резервирования отключения несимметричных внешних КЗ на сторонах высшего и среднего напряжений, а также для резервирования основных защит трансформаторов (дифференциальных и газовых).

Защита устанавливается на стороне 110 кВ и питается от трансформаторов тока, встроенных во втулки высшего напряжения трансформатора; защиту выполняем направленной с использованием фильтра-реле тока и направления мощности обратной последовательности типа РМОП-2М.

Защиту выполняем направленной в сторону 110 кВ в предположении, что выдержка времени резервных защит линий высшего напряжения меньше выдержек времени резервных защит линий среднего напряжения.

Направленная защита действует с первой выдержкой времени (большей выдержек времени резервных защит линий 110 кВ) на отключение межсекционного выключателя 110 кВ, со второй - на отключение выключателя 10 кВ трансформатора и с третьей - на выходные промежуточные реле защит трансформатора, отключающие последний со всех сторон.

Для резервирования основных защит стороны 10 кВ трансформатора предусмотрена максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения, присоединённая к трансформаторам тока, встроенным в трансформатор со стороны низшего напряжения.

Рассматриваемая защита является также защитой шин низшего напряжения и резервирует отключения КЗ на элементах, присоединённым к этим шинам. В этом случае защита действует с первой выдержкой времени на отключение выключателя НН и на пуск его устройства АПВ, а со второй на выходные промежуточные реле защит трансформатора.

Аппаратуру указанных защит в цепях ответвлений к секциям шин НН размещаем на панели общеподстанционного пункта управления. В этом случае исключается падение цепей оперативного постоянного тока защиты трансформатора в шкафы КРУ и тем самым повреждение этих цепей, а так же связанная с этим возможная потеря постоянного тока в целом при повреждениях в шкафах КРУ 10 кВ.

4.2.4 Дистанционная защита от многофазных замыканий

Защиту предусматриваем в предположении необходимости её использования в общем случае:

для обеспечения возможности согласования защит линий высшего напряжения с защитами трансформатора;

для обеспечения дальнего резервирования в сетях высшего напряжения.

Одновременно защита может использоваться для частичного резервирования основных защит трансформатора.

Дистанционную защиту выполняем с использованием панели типа ПЭ2105, содержащей комплекты реле сопротивления типов КРС-2 (первая ступень) и КРС-3 (вторая ступень), устройство блокировки при качаниях типов КРБ-125 (панель ПЭ2105Б), устройство блокировки при неисправности цепей напряжения типа КРБ-12.

Неселективные действия дистанционной защиты исключаются при согласовании с ней вторых ступеней дистанционных защит линий.

В целях упрощения ступень дистанционной защиты для резервирования сети 110 кВ не устанавливается и предполагается наличие на них полноценного ближнего резервирования.

4.2.5 Токовая защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю

Для резервирования отключения внешних КЗ на землю предусматриваем две токовые защиты нулевой последовательности:

защита от замыканий на землю на стороне 110 кВ, питаемая от трансформаторов тока, встроенных во втулки 110 кВ трансформатора;

защита от замыканий на землю на стороне 10 кВ, питаемая от трансформаторов тока, встроенных во втулки 10 кВ трансформатора.

Обе защиты выполняем направленными и трёхступенчатыми для обеспечения согласования с ними четырёхступенчатых защит линий смежного напряжения.

Защиты выполняем с использованием устройств типа КЗ-15, в которых выходное промежуточное реле по типу РП-253.

Промежуточное реле комплекта КЗ-15 является выходным реле резервных защит данной стороны (от многофазных КЗ и КЗ на землю) и действует на отключение межсекционного выключателя на шинах 110 кВ, 10 кВ и пуск реле времени.

Реле времени с первой выдержкой времени действует на отключение выключателя защищаемой стороны трансформатора, а со второй - на выходные промежуточные реле защиты трансформатора.

4.2.6 Максимальная токовая защита от перегрузки

Защиту выполняем с использованием тока одной фазы, действующей на сигнал с выдержкой времени.

МТЗ устанавливаем со сторон высшего и низшего напряжений и со стороны выводов обмотки трансформатора к нейтрали. Реле тока со стороны выводов обмотки к нейтрали необходимо для сигнализации перегрузки общей обмотки трансформатора с действием на соответствующий выключатель.

В выходных цепях каждой из защит предусматриваем указательные реле для сигнализации действия этих защит. Для всех защит, выполненных с двумя выдержками времени, предусматриваем действие на выходные промежуточные реле защиты трансформатора с большей выдержкой времени через общее указательное реле.

4.2.7 Дифференциальная токовая защита

Дифференциальная токовая защита является основной быстродействующей защитой трансформаторов с обмоткой высокого напряжения 3 кВ и выше от к.з. на выводах, а также внутренних повреждений. В соответствии с ПУЭ продольная ДТЗ без выдержки времени должна предусматриваться на трансформаторах мощностью 6,3 МВА и выше, а также на трансформаторах 4 МВА при их параллельной работе и на трансформаторах меньшей мощности (но не менее 1 МВА), если токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, а МТЗ имеет выдержку времени более 0,5 с.

Рассмотрим дифференциальную защиту трансформатора 110/35/10 кВ S_н=25 МВА:

Для защиты силовых трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой применяется реле серии ДЗТ-10 с насыщающимися трансформаторами тока (НТТ) и магнитным торможением сквозным током дифференциальной защиты.

Выполнение схемы и расчеты уставок дифференциальной защиты трансформаторов имеют ряд особенностей:

1) необходимость отстройки от бросков намагничивающего тока, возникающих при выключении ненагруженного трансформатора под напряжение (на ХХ) или при восстановлении напряжения внешнего к.з. в питающей сети;

2) необходимость отстройки от токов небаланса, обусловленных неполным выравниванием действия неодинаковых вторичных токов в плечах дифференциальной защиты, что вызывается:

а) невозможностью точной установки на коммутаторе реле расчетных чисел витков уравнительных обмоток, этим вызывается появление составляющей тока небаланса .

б) регулировкой коэффициента трансформации защищаемого трансформатора с РПН: этим вызывается изменение вторичных токов только в одном из плеч дифференциальной защиты, что приводит к появлению составляющей тока небаланса .

Наряду с этим составляющими, существует составляющая тока небаланса , обусловленная разностью намагничивающих токов трансформаторов тока в плечах защиты.

Таким образом, ток небаланса дифференциальной защиты трансформаторов состоит из трех составляющих:

,(4.1)

(4.2)

(4.3)

(4.4)

где - периодическая составляющая при расчетном внешнем трехфазном к.з., = 1,5 кА;

Е - относительное значение тока намагничивания, Е=0,1;

- коэффициент однотипности, =1;

- коэффициент, учитывающий переходный режим, для реле с ННТ =1;

- половина суммарного (полного) диапазона регулирования напряжения, =0,16.

(4.5)

1. Токи короткого замыкания на вводах трансформатора:

Рис.4.1.



2. Средние значения первичных и вторичных номинальных токов для всех сторон защищаемого трансформатора.

(4.6)

(4.7)

Вторичный ток в плечах защиты:

(4.8)

где - коэффициент схемы;

- коэффициент трансформации трансформатора тока.

Таблица 4.1

Технические параметры	Uвн =115 кВ	Uнн=10,5 кВ
Iном.тр., А	125,5	1375
	300/5	1500/5
Схема соединения обмоток трансформатора тока		Y
Ксх		1
Вторичный ток в плечах защиты, А	3,6	4,6

3. Первичный ток небаланса без учета составляющей , т.к. неизвестно, насколько точно удастся в ходе расчета подобрать число витков обмоток НТТ реле.

4. Предварительное, без учетазначение тока срабатывания защиты:

(4.9)

где- коэффициент надежности, для ДЗТ-11 =1,5.

По условию отстройки от броска токов намагничивания трансформаторов:

Следовательно,

5. Предварительная проверка чувствительности защиты при повреждениях в зоне ее действия:

При двухфазном к.з. в точке К2:

(4.10)

где- ток в первичной обмотке НТТ.

При однофазном к.з. в точке К1:

6. Определим число витков обмоток реле:

Таблица 4.2

Обозначение величины	Численное значение
	1,95 А
,	51,3 витков
	51 виток
	100/51=1,96 А.
	1,96*300=588 А.
	588*115/10,5=6440 А.
	51*3,6/4,6=39,9 витков
	40 витков
с учетом	390+3,8=393,8 А.
с учетом	1,5*393,8=590,7А>585 А
	1,97 А
	50,8 витков
	50 витков
	100/50=2 А.
	600 А.
	600*115/10,5=6571 А
	39,1 витков
	39 витков
	3,6 А.
	393,6 А
с учетом	590,4<590,7 А.

Окончательно примем число витков:

=39 витков

=50 витков

Проверка:

4,6*393,6*50

179,4180

7. Коэффициент чувствительности:

8. Для повышения чувствительности продольных дифференциальных защит широко используется принцип торможения сквозным током.

Число витков тормозной обмотки:

(4.11)

где- периодическая составляющая тока;

- тангенс угла наклона тормозной характеристики, для ДЗТ-11: =0,750,8.

витков

4.3 Устройство автоматического включения резерва

Устройства автоматического включения резерва (АВР) нашли широкое применение на подстанциях на напряжение 6-10 кВ. Устройство АВР должно подключать резервный источник питания при исчезновении по любой причине питания от рабочего источника. Исчезновение напряжения на шинах может быть вызвано короткими замыканиями в питающей сети высшего напряжения, в рабочем трансформаторе, на его шинах низшего напряжения и присоединенной к шинам распределительной сети, а так же произвольным отключением одного выключателя рабочего трансформатора. Включение резервного источника должно происходить после деионизации среды в случае неустойчивого короткого замыкания на сборных шинах, поэтому требуется, чтобы t_АВР > t_{д.с .}Это условие в сетях до 10 кВ выполняется автоматически, так как собственное время включения выбранных выключателей превышает время деионизации среды. Устройство АВР должно контролировать наличие напряжения на резервном источнике, отключенное состояние рабочего источника и быть отстроенным по времени от максимальных токовых защит присоединений. При включении резервного источника на устойчивое КЗ релейная защита должна обеспечить его отключение от поврежденного участка, чтобы сохранилось питание других присоединений.

4.4 Автоматическое повторное включение

Эффективным мероприятием, позволяющим повысить надёжность питания потребителей, является автоматическое повторное включение (АПВ) элементов электроснабжения, которые были до этого отключены релейной защитой.

Практика эксплуатации энергосистем показала, что значительное число коротких замыканий в воздушных и кабельных электрических сетях имеет неустойчивый характер. При снятии напряжения с повреждённой цепи электрическая прочность изоляции в месте повреждения быстро восстанавливается, и цепь может быть вновь включена в работу [20].

Устройство АПВ работает в едином комплекте с релейной защитой. При возникновении КЗ на линии срабатывает релейная защита этой линии и отключает соответствующий выключатель. Через некоторый промежуток времени t_АПВ устройство вновь включает линию. Если короткое замыкание само ликвидировалось, то включение линии будет успешным, и она останется в работе. Если же короткое замыкание оказалось устойчивым, то после включения выключателя линия вновь отключается релейной защитой и остаётся в отключенном состоянии до устранения повреждения ремонтным персоналом.

Действие устройств АПВ и АВР необходимо согласовать следующим образом. При коротком замыкании на одной из линий повреждённая линия отключается релейной защитой. Устройства автоматики должны попытаться восстановить электроснабжение потребителей от своего источника питания путём АПВ. В случае успешного АПВ электроснабжение потребителей восстанавливается и АВР не требуется. Если же АПВ неуспешно, то должно сработать устройство АВР и подключить потребители к резервному источнику питания. Следовательно, выдержка времени у АПВ должна быть меньше, чем у АВР. Примем t_АПВ = 1 с.

4.5 Автоматическая частотная разгрузка

Согласно ГОСТ - 13109 - 87 отклонение частоты в нормальном режиме не должно превышать ± 0,1 Гц. Допускается кратковременное отклонение частоты не более чем на ± 0,2 Гц.

При дефиците активной мощности в энергосистеме может наступить чрезмерное снижение частоты тока, что угрожает нарушению статической устойчивости системы. Дефицит мощности может привести к лавинообразному снижению не только частоты, но и напряжения.

В таких случаях для восстановления нормального режима работы автоматически отключают часть наименее ответственных потребителей с помощью устройств автоматической частотной разгрузки (АЧР). АЧР должна быть выполнена таким образом, чтобы не допустить даже кратковременного снижения частоты ниже 45 Гц. Работа энергосистемы с частотой менее 47 Гц допускается в течение 20 с, а с частотой 48,5 Гц - 60 с.

АЧР предусматривает отключение потребителей небольшими долями по мере снижения частоты (АЧРI) или по мере увеличения продолжительности существования пониженной частоты (АЧРII). Наиболее эффективной является АЧРI.

В настоящее время выпускается аналого-цифровое измерительное реле частоты типа РСГ - 11, которое срабатывает при снижении частоты и применяется в схемах АЧР.

При повышении частоты до нормального значения в целях сокращения перерыва в электроснабжении потребителей, отключенных АЧР, применяют для них автоматическое повторное включение (частотное АПВ - ЧАПВ).

Действие АЧР должно быть согласовано с работой устройств АПВ и АВР.

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

5.1 Определение капитальных затрат, необходимых для реконструкции

Для обеспечения поступательного технического и хозяйственного развития любого предприятия необходимо иногда существенное вложение денежных средств.

Капиталовложения, необходимые для реконструкции подстанции:

(5.1)

где- капитальные вложения, необходимые для реконструкции ЛЭП;

- капитальные вложения, необходимые для закупки, доставки и монтажа нового оборудования подстанции и демонтажа старого оборудования подстанции;

- ликвидационная стоимость старого оборудования подстанции.

(5.2)

где- капитальные вложения, необходимые для реконструкции ОРУ-110 кВ;

- капитальные вложения, необходимые для закупки и доставки трансформаторов;

- капитальные вложения, необходимые для замены силового оборудования (выключателей) ЗРУ-10 кВ;

- капитальные вложения, необходимые для закупки и доставки ограничителей перенапряжения нелинейных (ОПН);

- стоимость монтажных и демонтажных работ.

(5.3)

гдеN - число ячеек;

- стоимость ячейки ОРУ-110 кВ вместе с выключателем (с учетом стоимости трансформаторных услуг).

(5.4)

где- стоимость трансформатора (с учетом стоимости транспортных услуг);

- число трансформаторов.

(5.5)

где - стоимость ячеек КРУ-10 кВ вместе с выключателем;

n - число ячеек.

(5.6)

где- стоимость ОПН-110 кВ;

- число ОПН-110 кВ;

- стоимость ОПН-10 кВ;

- число ОПН-10 кВ.

(5.7)

где- стоимость ликвидируемого оборудования;

- фактический срок эксплуатации оборудования;

- нормативный срок эксплуатации оборудования (для силового оборудования подстанции =25 лет).

При эксплуатации оборудования более нормативного срока, ликвидационная стоимость равняется остаточной стоимости оборудования, т.е. стоимости содержащихся в оборудовании металлов (в основном цветных металлов).

Остаточная стоимость оборудования вычисляется по формуле:

(5.8)

где- содержание металла в единице оборудования, кг;

- количество однотипного оборудования;

- стоимость одного кг металла . Стоимость цветных металлов -=25 руб./кг. Стоимость черного металла = 400 руб./т.

Расчет сведен в таблицу 5.1.

Таблица 5.1

Наименование капиталовложений	Численное выражение
, лет	>25
, тыс. руб.	-----
, тыс. руб.	-----
, кг	40
, шт.	24
, кг	-----
, шт.	-----
, кг	-----
, шт.	-----
, руб./кг	25
, тыс. руб.	24
, тыс. руб.	24
N, шт.	3
, тыс. руб.	700
, тыс. руб.	2100
, шт.	-----
, тыс. руб.	-----
, тыс. руб.	-----
n, шт.	24
, тыс. руб.	382
, тыс. руб.	9168
, шт.	4
, тыс. руб.	126х3
, шт.	4
, тыс. руб.	30х3
, тыс. руб.	1872
, тыс. руб.	1140
, тыс. руб.	14280
, тыс. руб.	-----
, тыс. руб.	14256

5.2 Определение экономического эффекта от внедрения нового оборудования

Эффективность проекта будем связывать с эффективностью капитальных вложений в реконструкцию подстанции 110 кВ Ойсунгур. Показателями экономической эффективности служат следующие:

накопленная чистая дисконтированная стоимость;

срок окупаемости инвестиций (капиталовложений);

норма рентабельности инвестиций (внутренняя норма доходности);

другие показатели, отражающие интересы участников проекта.

По плану реконструкции на подстанции «Ойсунгур» должно быть установлено современное, более совершенное по сравнению со старым оборудование. Это повлечет за собой снижение издержек на эксплуатацию основного оборудования подстанции.

Согласно, отчисления на эксплуатацию основного оборудования подстанции в настоящее время (т.е. до реконструкции) составляют:

U₁=13,6%

В результате реконструкции в КРУН-10 кВ будут установлены вакуумные выключатели, затраты на эксплуатацию которых минимальны, также предусматривается использование счетчиков ЕвроАльфа, позволяющих полностью автоматизировать систему учета электроэнергии. Вышеуказанные факторы позволять снизить издержки на эксплуатацию до 2,6%, т.е.:

U₂=2,6%

Следовательно, экономический эффект от внедрения нового оборудования вычисляется по формуле:

тыс. руб.(5.9)

Где К- капиталовложения необходимые для реконструкции подстанции, тыс. руб.

тыс. руб. в год.

Эффективность выбранного варианта рассчитываем по следующей методике:

1) налог на имущество

,(5.10)

где - остаточная сумма от капиталовложений в t-й период;

- ставка налога на имущество ( 2%);

2) налог на прибыль в t-й период рассчитывается по следующему выражению

,(5.11)

где - ставка налога на прибыль (30%);

3) определяем коэффициент дисконтирования в t-м году расчётного периода

,(5.12)

где Е - коэффициент эффективности капиталовложений или цена авансового капитала, определяется ставкой банковского процента по долгосрочным депозитам;

Т - год, затраты и результаты которого приводятся к расчётному (в наших расчётах затраты будем приводить к первому году);

4) зная налог на имущество, налог на прибыль и амортизацию в t-м году, определяем поток наличности в t-м году

;(5.13)

5) суммируя потоки наличности за каждый год расчётного периода, определяем накопленный поток наличности;

6) чистая дисконтированная стоимость за t-й год расчётного периода определяется по выражению

ЧТС_t=ПН _t;(5.14)

7) определяем индекс доходности инвестиционного проекта

.(5.15)

Если ИД>1, то проект следует принять; если ИД<1 - его следует отклонить; если ИД=1, то при принятом проекте не будет ни прибыли, ни убытка. Определяем индекс доходности инвестиционного проекта (индекс рентабельности) по выражению (5.15)

.

Определяем внутренний коэффициент окупаемости проекта (норму рентабельности) ВКО.

Под нормой рентабельности понимают такое значение коэффициента дисконтирования, при котором НЧТС=0. Необходимо определить методом подбора значение , при котором НЧТС будет равняться нулю.

В таблице 5.2 приведён расчёт показателей экономической эффективности инвестиций. Расчётный период принимаем равным 15 годам.

Расчёт ЧТС при разном значении коэффициента эффективности приведён в таблице 5.3.

Таблица 5.2 Расчёт накопленной чистой текущей стоимости от инвестиционного проекта «Реконструкция ПС 110 кВ Ойсунгур» (расчёт выполнен в ценах 2010 г.), тыс.руб

Обозначение величины	Расчётные годы
	0	1	2	3	4	5	6	7
К	14256
, тыс. руб.		1570	1570	1570	1570	1570	1570	1570
Аt (Hст=6,7%)		955,2	955,2	955,2	955,2	955,2	955,2	955,2
Ним (Нст=2%)		266	246,9	227,8	208,7	189,6	170,5	151,4
Нпр (Нст=35%)		391,2	396,9	402,7	408,4	414,1	419,9	425,6
(Е=10%)	1,0	0,91	0,83	0,76	0,69	0,63	0,57	0,52
ПНt	-14256	1868	1881,4	1894,7	1908,1	1921,5	1934,8	1948,2
НПНt	-14256	-12388	-10506,6	-8611,9	-6703,8	-4782,3	-2847,3	-899,3
ЧТСt	-14256	1700	1561,6	1440	1316,6	1210,6	1102,6	1102,9
НЧТСt	-14256	-12556	-10994,4	-9554,4	-8237,8	-7027,2	-5924,3	-4911,2
Эt, тыс. руб.	1570	1570	1570	1570	1570	1570	1570	1570
Аt (Hст=6,7%)	955,2	955,2	955,2	955,2	955,2	955,2	955,2	955,2
Ним (Нст=2%)	132,3	113,2	94,1	74,9	55,9	36,8	17,7	-1,5
Нпр (Нст=35%)	421,3	437	442,8	448,5	454,2	460	465,7	471,5
(Е=10%)	0,47	0,43	0,39	0,36	0,32	0,29	0,27	0,24
ПНt	1961,6	1975	1988,3	2001,8	2015,1	2028,4	2041,8	2055,2
НПНt	1062,3	3037,3	5025,6	7027,4	9042,5	11070,9	13112,7	15167,9
ЧТСt	922	849,3	775,5	720,7	644,9	588,3	551,3	493,3
НЧТСt	-3989,2	-3139,9	-2364,4	-1643,7	-998,8	-410,5	-140,8	634,1

Таблица 5.3. Расчёт ЧТС при разном коэффициенте эффективности, тыс.руб.

Годы	ПНt	Расчет1	Расчет2	Расчет3
		Е,%=10,00	Е,%=11,00	Е,%=12,00
			ЧТС		ЧТС		ЧТС
0	-142560	1,0000	-142560	1,0000	-142560	1,0000	-142560
1	1868	0,91	1700	0,9	1681,2	0,9	1681,2
2	1881,4	0,83	1561,6	0,82	1542,8	0,8	1505,1
3	1894,7	0,76	1440	0,74	1402,1	0,72	1364,2
4	1908,1	0,69	1316,6	0,66	1259	0,64	1221,2
5	1921,5	0,63	1210,6	0,6	1152,9	0,57	1095,3
6	1934,8	0,57	1102,9	0,54	1044,8	0,51	986,8
7	1948,2	0,52	1013,1	0,49	954,6	0,46	896,2
8	1961,6	0,47	922	0,44	863,1	0,41	804,3
9	1975	0,43	849,3	0,4	790	0,37	730,8
10	1988,3	0,39	775,5	0,36	715,8	0,33	656,1
11	2001,8	0,36	720,7	0,32	640,6	0,29	580,5
12	2015,1	0,32	644,9	0,29	584,4	0,26	523,9
13	2028,4	0,29	588,3	0,26	527,4	0,23	466,5
14	2041,8	0,27	551,3	0,24	490,1	0,21	428,8
15	2055,2	0,24	493,3	0,21	413,6	0,19	390,5
НЧТС	634,1	-175,6	-924,6

С помощью данных табл. 5.2 рассчитываем ВКО по выражению

где и - коэффициент эффективности, при котором НЧТС является положительным и отрицательным значением, соответственно.

Изменение потока наличности и чистой текущей стоимости за время расчётного периода приведено на рис. 5.1.

Рис. 5.1. Изменение потока наличности и чистой текущей стоимости за расчетный срок.

Зависимость накопленного потока наличности от коэффициента эффективности капиталовложений отражена на рис. 5.2.



Рис. 5.2. Зависимость накопленного потока наличности от коэффициента эффективности капиталовложений.

Для данного проекта ВКО=10,8%, это значит, что коэффициент эффективности капитальных вложений не должен быть больше 10% . В нашем случае Е=10 % годовых, т.е. для предприятия, принимаемого проект, это выгодно.

6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

6.1 Безопасность труда

При эксплуатации объекта возможны следующие опасные факторы:

поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям;

поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям нормально не находящихся под напряжением;

влияние электромагнитного поля на организм;

поражение электрическим током при работе с неисправным инструментом и средств индивидуальной и коллективной защиты;

поражение обслуживающего персонала, находящегося в зоне растекания электрического потенциала при замыкании на землю;

возможность падения персонала с высоты;

возможность поражения персонала при проведении коммутационных операций;

др. факторы.

Для предотвращения влияния опасных факторов на персонал, необходимо предусматривать следующие мероприятия:

персонал должен действовать согласно ПТБ при работе в электроустановках; должна проводится ежегодная проверка знаний, инструктаж по технике безопасности;

при невозможности ограничения времени пребывания персонала под воздействием электрического поля необходимо применить экранирование рабочих мест: экраны над переходами, экранирующие козырьки и навесы над шкафами управления, вертикальные экраны между выключателями на ОРУ 110 кВ, съёмные экраны при ремонтных работах.

установка заземляющего контура, заземление и зануление оборудования;

соблюдение расстояний до токоведущих частей;

применение надлежащей изоляции, а в отдельных случаях - повышенной;

надежного и быстродействующего автоматического отключения частей электрооборудования, случайно оказавшихся под напряжением, и поврежденных участков сети, в том числе защитного отключения;

выравнивание потенциалов;

применения разделительных трансформаторов;

применения напряжений 42 В и ниже переменного тока частотой 50 ГЦ и110 В и ниже постоянного тока;

применение предупреждающей сигнализации, надписей и плакатов;

-пожаро- и взрывобезопасность электроустановок, содержащих маслонаполненные аппараты и кабели, а также электрооборудования, покрытого и пропитанного маслами, лаками, битумами и т.п., должна обеспечиваться в соответствии с требованиями ПУЭ. При сдаче в эксплуатацию указанные электроустановки должны быть снабжены противопожарными средствами и инвентарем в соответствии с действующими положениями

выполнение организационно-технических мероприятий для безопасного проведения работ.

6.2 Расчет заземляющего устройства подстанции «Ойсунгур»

В пределах территории подстанции возможно замыкание на землю в любой точке. В месте перехода тока в землю, если не предусмотрены особые устройства для проведения тока в землю, возникают значительные потенциалы, опасные для людей, находящихся вблизи. Для устранения этой опасности на подстанции предусматривают заземляющие устройства, назначение которых заключается в снижении потенциалов до приемлемых значений.

Вспомогательными заземлителями являются металлические предметы любого назначения, так или иначе соединенных с землей, например, стальных каркасов зданий, арматуры железобетонных оснований, труб любого назначения и т.п.

К основному заземлителю в общем случае присоединяют:

вспомогательные заземлители;

нейтрали генераторов, трансформаторов, подлежащих заземлению в соответствии с принятой системой рабочего заземления;

разрядники и молниеотводы;

металлические части электрического оборудования, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением при повреждении изоляции, например основания и кожухи электрических машин, трансформаторов, аппаратов, токопроводов, металлические конструкции РУ, ограждения и т.п.;

вторичные обмотки измерительных трансформаторов, нейтрали обмоток 380/220 В силовых трансформаторов.

Согласно расчет заземляющего устройства проводится в следующем порядке:

В соответствии с ПУЭ устанавливают допустимое сопротивление заземляющего устройства R_з . Если заземляющее устройство является общим для установок на различное напряжение, то за расчетное принимается наименьшее из допустимых.

Определяют необходимое сопротивление искусственного заземлителя с учетом использования естественного заземлителя, включенного параллельно, из выражения

R_и = ,(6.1)

где R_з - допустимое сопротивление заземляющего устройства принятое по п.1;

R_и - сопротивление искусственного заземлителя;

R_е - сопротивление естественного заземлителя.

3. Определяют расчетное удельное сопротивление грунта _р для горизонтальных и вертикальных электродов с учетом повышающего коэффициента К_п , учитывающего высыхание грунта летом и промерзание его зимой по формулам:

_р.г = _удК_п.г,(6.2)

_р.в = _удК_п.в,(6.3)

где _уд - удельное сопротивление грунта;

К_п.г и К_п.в - повышающие коэффициенты для горизонтальных и вертикальных электродов соответственно.

4. Определяют сопротивление растеканию одного вертикального электрода по выражению:

R_в.о = ,(6.4)

где l - длина стержня, м;

d - диаметр стержня, м;

t - глубина заложения, расстояние от поверхности почвы до середины стержневого заземлителя, м;

5. Определяют ориентировочное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использования К_и.в:

N = ,(6.5)

где R_о.в.э - сопротивление растеканию одного вертикального электрода, определенное в п.4;

R_и - сопротивление искусственного заземлителя, найденное в п.2.

Коэффициент использования заземлителя учитывает увеличение сопротивление заземлителя вследствие явления экранирования соседних электродов.

6. Определяют расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов R_р.г.э по формуле

R_р.г.э = ,(6.6)

где R_г.э - сопротивление растеканию горизонтальных электродов, определяемое по выражению:

R_г,э = ,(6.7)

где l - длина электрода;

b - ширина полосы;

t - глубина заложения электрода.

7. Уточняют необходимое сопротивление вертикальных электродов с учетом проводимости горизонтальных соединительных электродов

R_в.э = (6.8)

8. Определяют число вертикальных электродов с учетом уточненного сопротивления вертикального заземлителя:

N = (6.9)

9. Принимают окончательное число вертикальных электродов, намечают расположение заземлителей.

Рассмотрим расчет заземляющего устройства для данной подстанции.

1. Заземляющее устройство и грозозащита подстанции должны быть выполнены в соответствии с ПУЭ.Сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 0,5 Ом в любое время года.

Удельное сопротивление =100 Ом*м.

2. При расчете заземляющего устройства сопротивлением естественных заземлителей пренебрегаем, они уменьшают общее сопротивление заземляющего устройства, их проводимость идет в запас надежности. Тогда

Rн= 0,5 Ом

3. Определим расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей, принимая:

К_п.г.=4,5 и К_п.в.=1,5

_р.г = 100*4,5=450 Ом

_р.в = 100*1,5=150 Ом

4. Находим сопротивление стеканию тока одного вертикального электрода. В качестве вертикального электрода примем круглый стальной стержень диаметром 12 мм, длиной 5м. Верхние концы стержней заглублены на глубину 0,8 м от поверхности земли.

Таким образом

Н=0,8 м

t=H+l/2=0,8+10/2=5,8 м.

L=10 м

d=14*10^-3 м.

R_ов.э = Ом

5. Определим примерное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использования К_и.в.=0,3.

N =

6. Определим сопротивление стеканию тока горизонтального заземлителя

Для выравнивания потенциалов по всей площади подстанции выполняется уравнительный контур из стальных полос сечением 40x4 мм², прокладываемый на глубине 0,8 м от поверхности земли.

Н=0,8 м

t=0,802 м.

L=1755 м

b=0,04 м.

R_г,э = Ом

7. Уточняем необходимое сопротивление вертикальных электродов:

R_в.э = Ом

8. Определяем окончательное число вертикальных электродов:

N =

9. Таким образом, заземляющее устройство подстанции «Ойсунгур+» состоит из горизонтальных и вертикальных заземлителей. Горизонтальный заземлитель (стальные полосы) прокладывается на расстояние 0,8 - 1 м от фундаментов или оснований оборудования. Заземляющие стержни ввинчиваются в грунт по внешнему контуру заземляющего устройства с расстоянием между стержнями 4 м.

Защитное заземление подстанции удовлетворяет требованиям рабочих заземлений и заземлений средств грозозащиты. Однако, при присоединении средств грозозащиты к защитным заземлениям подстанции необходимо учитывать их особенности.

Защитные и рабочие заземлители отводят в землю ток промышленной частоты и их сопротивление является стационарным, тогда как через средства грозозащиты проходит ток молнии, который имеет импульсную форму. При стекании с заземлителей больших токов молнии в землю вблизи поверхности электродов создаются очень высокие напряженности электрического поля, под воздействием которых пробивается слой земли, прилегающий к поверхности электрода. Вокруг электрода образуется проводящая зона искрения, которая как бы увеличивает поперечные размеры электрода и тем самым снижает его сопротивление. Однако, наибольший эффект снижения сопротивления за счет искрения имеет место только в том случае, когда электроды имеют небольшие размеры и их индуктивное сопротивление практически не влияет на процесс отвода тока в землю. Такие заземлители называются сосредоточенными.

Следовательно, на подстанции возле каждого молниеотвода устанавливается по три стержня, а у каждого ОПНа (ограничителя перенапряжения)- по одному стержню.

К заземляющим устройствам ОРУ присоединены заземляющие тросы ЛЭП и все естественные заземлители подстанции.

Вокруг заземляющего устройства, вынесенного за территорию подстанции, для выравнивания потенциала укладывается один выравнивающий проводник на расстоянии 1 м в направлении от его границ на глубине 1 м.

Эти неучтенные заземлители уменьшают общее сопротивление заземления, проводимость их идет в запас надежности.

6.3 Молниезащита

Тип защиты подстанции - Б. Подстанция «Ойсунгур» защищена двумя стержневыми молниеотводами М1; М2 различной длины, установленными М1 на опоре 110 кВ; М2 на опоре 0,4 кВ. М2 необходим для защиты радиомачты.

- М1: H=36 м

- М2: H=10,7 м.

Расстояние между молниеотводами L:

- L=44 м

Габаритные размеры торцевых зон защиты определяются по формулам:

h₀₁=0,92h₁h₀₂=0,92h₂

r₀₁=1,5h₁r₀₂=1,5h₂

r_x1=1,5(h₁-h_x/0,92)

r_x2=1,5(h₂-h_x/0,92)

Габаритные размеры внутренней области зоны защиты определяются по формулам:

r_с=(r₀₁+ r₀₂)/2

h_с=(h_c1+ h_c2)/2

r_сx =r_с (h_c- h_x)/ h_c

где r_x - радиус зоны защиты на высоте h_x;

r₀ - радиус зоны защиты на уровне земли.

Область зоны защиты должна охватывать площадь подстанции на высоте h_x=6 м.

Рассчитаем зону защиты для молниеотвода М1:

h_x1=6 м; h_x2=4,5 м;

м

м

Рассчитаем зону защиты для молниеотвода М2:

h_x1=6 м; h_x2=4,5 м;

м

м

Таким образом, область зона защиты охватывает площадь подстанции.

6.4 Оценка экологичности проекта

Влияние подстанции на окружающую среду крайне разнообразно.

Вредное действие магнитного поля на живые организмы, и в первую очередь на человека, проявляется только при очень высоких напряжённостях порядка 150-200 А/м, возникающих на расстояниях до 1-1,5 м от проводов фаз ВЛ, и представляет опасность при работе под напряжением.

Непосредственное (биологическое) влияние электромагнитного поля на человека связано с воздействием на сердечно-сосудистую, центральную и периферийную нервные системы, мышечную ткань и другие органы. При этом возможны изменения давления и пульса, сердцебиение, аритмия, повышенная нервная возбудимость и утомляемость. Вредные последствия пребывания человека зависят от напряжённости поля и от продолжительности его воздействия.

Для эксплуатационного персонала подстанции установлена допустимая продолжительность периодического и длительного пребывания в электрическом поле при напряжённостях на уровне головы человека (1,8 м над уровнем земли): 5 кВ/м - время пребывания неограниченно; 10 кВ/м - 180 мин; 15 кВ/м - 90 мин; 20 кВ/м - 10 мин; 25 кВ/м - 5 мин. Выполнение этих условий обеспечивает самовосстановление организма в течении суток без остаточных реакций и функциональных или патологических изменений.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломном проекте рассмотрены вопросы реконструкции подстанции. По результатам расчета электрических нагрузок, а также с учетом надежности питания разработана схема подстанции. Выбранное современное электротехническое оборудование для всех ступеней напряжения проверено на воздействие токов короткого замыкания.

В качестве устройств релейной защиты и автоматики применены аналоговые - на напряжение 110 и 10 кВ системы защиты электрооборудования.

Произведены расчеты основных параметров релейной защиты.

Расчет показателей экономической эффективности показывает, что проект реконструкции является выгодным и окупаемым.

Рассмотрены вопросы, относящиеся к обеспечению безопасности работающих на предприятии, экологичности проекта с точки зрения возможного воздействия на окружающую среду.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Блок В.М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей ВУЗов: Учеб. пособие для студентов электроэнергетических специальностей ВУЗов, 2-е изд., перераб. и доп - М.: Высшая школа, 1990.-383 с.

2. Ермолов А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. - М-Л: Энергоатомиздат, 1986.-344 с.

3. Инструкция по выбору, установке и эксплуатации дугогасящих катушек. - : Минтопэнерго РФ, 1994.

4. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. - М: Энергоатомиздат, 1989.

5. Камнев В.Н. Практические работы по релейной защите и автоматике.- М: «Высшая школа», 1978.- 109 с.

6. Карякин Р.Н. Заземляющие устройства электроустановок: Справ.- М: Энергосервис, 2000.-373 с.

7. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий. -М: Энергоатомиздат, 1995.-416 с.

8. Методические указания по контролю состояния заземляющих устройств электроустановок. - М: ОРГРЭС, 2000.

9.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. - М.: Энергоатомиздат, 1989. -608с.

10.Положения о порядке разработки и утверждения правил и инструкций по охране труда: Методические указания по разработке правил и инструкций по охране труда:-М: НПО ОБТ, 1994.

11. Правила организации работы с персоналом на предприятиях и учреждениях энергетического производства. - М: ОРГРЭС, 1994.

12. Правила устройств электроустановок. - М.: Главгосэнергонадзор России, 1998.-600 с.

13.Семчинов А.М. Токопроводы промышленных предприятий. - 3-е изд. , перераб. и доп. - Л.: Энергоиздат. Ленингр. отд-ние 1982. -208с.

14.Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Электроснабжение.- М.: Энергоатомиздат, под общ. ред. А.А. Федорова, 1986.- 568 с.

15.Сюсюкин А.И. Основы электроснабжения предприятий. В двух частях. Ч.1.-Тюмень: ТюмГНГУ, 1998. - 204 с.

16.Сюсюкин А.И. Основы электроснабжения предприятий. В двух частях. Ч.2.-Тюмень: ТюмГНГУ, 1998. -167 с.

17.Тиходеев Руководство по защите электрических сетей 6-1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений. - 2-е изд. С-Петербург: ПэиПК Минтопэнерго РФ, 1999.

18.Федосеев А.М. Релейная защита электрических систем: Учеб. для вузов. - М.: Энергия, 1976. - 560 с.

19.Фёдоров А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. Изд. 2-е, перераб. и доп. - М.: Энергия, 1972. - 416 с.

20.Червяков Д.М. Релейная защита и автоматика электроустановок нефтяной и газовой промышленности: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1998.-79 с.

21. Червяков Д.М., Лысова О.А., Панфилов Г.А. Дипломное Проектирование: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1999. - 93 с.

22.Чернобровов Н.В., Семенов В.А. Релейная защита энергетических систем: Учебное пособие для техникумов.- М.: Энергоатомиздат, 1998. - 800 с.

23. Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. - 2-е изд., перераб. и доп. - Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1985. - 296 с.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

Часовые потребления нагрузок на Ойсунгур.

Время	Р, МВА	S, МВА
2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 1:00	8 8 8 8 8 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 12 12 12 12 12 10 10 8 10	12,3 9,4 9,4 9,4 9,4 15 11,2 11,2 11,2 11,2 11,2 11,2 11,2 11,2 11,2 17,7 13 13 13 13 15 11,2 12,3 15

Приложение 2

Часовые потребления нагрузок на Ойсунгур.

Время	Р, МВА	S, МВА
2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 1:00	12,5 3 3 3 3 14,5 3 3 3 3 3 3 3 3 3 16,2 3 3 3 3 3 3 1 1	12,9 3,2 3,2 3,2 3,2 14,5 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 16,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 1,4 1,4

Размещено на Allbest.ru