Система электроснабжения сельскохозяйственного района

На стороне 10 кВ устанавливаем трансформаторы тока типа ТЛК-10-6. Расчетные данные для выбора и каталожные данные приведены в табл. 6.5-6.6

Таблица 6.5 - Выбор трансформаторов тока на стороне 10 кВ

Таблица 6.6 - Выбор трансформаторов тока на стороне 10 кВ

На отходящие ВЛ - 10 кВ устанавливаем трансформаторы тока нулевой последовательности марки ТНПШ - 10. Расчетные данные для выбора и каталожные данные приведены в табл. 6.7.

Таблица 6.7 - Выбор трансформаторов тока нулевой последовательности на стороне 10 кВ

.2.3 Выбор трансформаторов напряжения

Выбор трансформатора напряжения производиться по условию (6.1), представлен в табл. 6.8.

Таблица 6.8 - Выбор трансформаторов напряжения

.3 Выбор ограничителей перенапряжения

Защиту от перенапряжений изоляции трансформаторов и аппаратуры выше 1 кВ подстанции выполняем ограничителями перенапряжения. Условие выбора ограничителей напряжения соответствует (6.1).

Таблица 6.8 - Выбор ограничителей напряжения

.4 Выбор оборудования установленного в нейтрали трансформатора

В нейтрали силовых трансформаторов устанавливаются:

.Ограничители перенапряжения: ОПН-Т-110 УХЛ1;

.Заземляющий разъединитель марки ЗОН-110М-II У1;

.Трансформаторы тока ТВТ-110-I-300/5.

.5 Выбор шин

Выбор шин производится по следующим условиям [3]:

по допустимому току

, А, (6.9)

на термическую стойкость

, мм2, (6.10)

гдеs - сечение выбранной шины,

 мм2, (6.11)

гдеs_min - минимальное сечение по термической стойкости;

В_к - тепловой импульс, А²·с;

С - коэффициент зависящий от материала шин. Для алюминиевых шин [3] принимаем ;

на электродинамическую стойкость (производится определение частоты собственных колебаний шин):

 Гц, (6.12)

где f₀ - частота собственных колебаний шин, Гц;

l - длина провода между изоляторами, м;

s - сечение шины, см²;

J - момент инерции поперечного сечения шины, см⁴;

Для прямоугольных шин:

 см⁴, (6.13)

где b - толщина шины, см;

h - ширина шины, см;

Для шин трубчатого сечения

, см⁴, (6.14)

где D - наружный диаметр шины, см;

d - внутренний диаметр шины, см.

Если частота собственных колебаний f₀ < 200 Гц, то производится механический расчет по условию:

σрасч ≤ σдоп , МПа, (6.15)

где σ_доп - допустимое механическое напряжение в материале шин, МПа. По [3] принимаем для алюминиевых шин σ_доп = 82 МПа;

, МПа, (6.16)

гдеσ_доп - расчетное механическое напряжение, МПа;

i_уд - ударный ток, А;

l - длина пролета между изоляторами, м;

а - расстояние между фаз, м;

W - момент сопротивления шины, см³.

Для однополосных шин прямоугольного сечения :

 см³. (6.17)

Для шин трубчатого сечения:

, см³. (6.21)

Для ошиновки ОРУ-110 кВ выбираем алюминиевые шины трубчатого сечения ШАТ. Расположение фаз - горизонтальное. Сечение шины s=68 мм², наружный диаметр D = 16 мм, внутренний диаметр d = 13 мм, допустимый ток I_доп = 295 А.

Проверяем шины по допустимому току:

Imax = 39,8 A< Iдоп= 245 А.

Проверяем шины на термическую стойкость:

 (мм2),

т.е. .

Проверяем шины на электродинамическую стойкость:

Принимаем длину пролета l = 8 м, тогда частота собственных колебаний:

< 200 Гц,

т.е. требуется механический расчет. Момент сопротивления шины:

Принимаем междуфазное расстояние а = 2 м, тогда механическое напряжение в материале шины:

 (МПа),

т.е. σрасч < σдоп = 82 МПа.

Таким образом, шины проходят по условиям механической прочности.

Для ошиновки КРУ-10 кВ выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения ШАТ размером 40×5мм² .Допустимый ток I_доп=540А.

Проверяем шины по допустимому току:

Imax = 437,5 A < Iдоп= 540 А.

Проверяем шины на термическую стойкость:

( мм2),

т.е.

.

Проверяем шины на электродинамическую стойкость:

Принимаем длину пролета l = 1 м, тогда частота собственных колебаний:

> 200 Гц.

Значит, механический расчет не требуется.

трансформатор ток релейный

7. Проектирование релейной защиты и автоматики (РЗиА)

РЗиА ПС реализуется на базе микропроцессорных устройств РЗА серии “Сириус”, изготавливаемых Научно-производственной фирмой “Радиус”.

“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;

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

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 [5].

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 10 кВ применяются микропроцессорные устройства релейной защиты серии “Сириус-2Л”, в которых реализуется алгоритм перечисленных выше защит.

Терминал устанавливается в ячейке КРУН и выдает сигналы на управление выключателем присоединения. Устройство подключается к измерительным трансформаторам тока фаз A и C с номинальным вторичным током 5 А.

.1.1 Расчет уставок защит

. Токовая отсечка (т. о.)

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

Ток срабатывания:

 А, (7.1)

где k_ЗАП - коэффициент запаса, k_ЗАП = 1,05;

I⁽³⁾_К,MAX - максимальный ток КЗ в конце защищаемой линии, [см. табл.5.2 ].

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, [10]:

 А, (7.2)

где åI_НОМ.Т - сумма номинальных токов трансформаторов этой линии.

Время срабатывания т. о. определяется собственным временем срабатывания защиты (t_З) и временем отключения выключателя (t_ВЫК):

 с (7.3)

. Токовая отсечка с выдержкой времени (т. о. в.)

Ток срабатывания:

 А, (7.4)

где I_С.О.2 - ток срабатывания отсечки предыдущей защиты.

Время срабатывания,

 с, (7.5)

где  - ступень селективности, которая принимается равной 0,51с

t_С.О.2 - время срабатывания т. о. предыдущей защиты.

. Максимальная токовая защита (МТЗ)

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

Ток срабатывания защиты:

 А, (7.6)

где k_В - коэффициент возврата, для “Сириус 2Л”, k_В = 0,95;

k_СЗ - 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 k_СЗ= 1,25;

I_РАБ.MAX - максимальный ток в линии в нормальном режиме.

Время срабатывания защиты:

 с, (7.7)

где t_С.ПР.З. - время срабатывания защиты предыдущей ступени.

.1.2 Оценка чувствительности

Коэффициент чувствительности определяется по формуле:

 (7.8)

где I⁽²⁾_К,MIN - минимальный ток КЗ в конце защищаемой линии, см. табл. 7.2.

Чувствительность защиты считается достаточной, если k_Ч 1,5 - для основной зоны действия МТЗ, а для резервируемого участка - k_Ч 1,2.

Ток срабатывания:

 А, (7.9)

где К_Т - коэффициент трансформации трансформатора тока;

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

.1.3 Расчет уставок защиты линии 10 кВ - W8 («Добрец»)

Так как очевидно, что применение селективной токовой отсечки, отстроенной от тока КЗ в месте ближайшего присоединения трансформатора 10/0,4, в данном случае является неэффективным (зона защиты менее 20% длины линии), то проверяется возможность использования неселективной токовой отсечки.

Ток срабатывания отсечки:

, (А),

Токовая отсечка защищает более 20 % длины линии: 56 % (см. рис.7.1). Эта отсечка не должна срабатывать при КЗ в точке за ближайшим трансформатором ответвления. Ток КЗ в точке за этим трансформатором: (А). Ток срабатывания отсечки:  (А), следовательно, это условие выполняется.

Отстройка от бросков тока намагничивания всех трансформаторов, питающихся по защищаемой линии:

 (А) > (3 ÷ 4)∙32,4 = 97,2 ÷ 129,6, (А)

Это условие также выполняется.

Время срабатывания токовой отсечки:

Рис. 7.1 - Зона действия токовой отсечки

Ток уставки:

 (А).

Ток срабатывания МТЗ:

 (А)

Время срабатывания МТЗ:

Коэффициент чувствительности:

 > 1,5.

Ток уставки:

 (А).

Проверка ТТ на 10% погрешность [11].

Ом (7.10)

где Z_Н.РАСЧ - вторичная нагрузка трансформатора тока;

Z_Н.ДОП - номинальная допустимая нагрузка ТТ в выбранном классе точности.

Предельная кратность определяется по результатам расчёта отсечки:

 (7.11)

По кривым предельной кратности для ТЛК-10 Z_Н.ДОП = 0,25 Ом [11].

Фактическое расчетное сопротивление нагрузки:

Ом, (7.12)

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

R_К - сопротивление контактов, принимается равным 0,1 Ом [11];

R_ПРИБ - сопротивление приборов (устройства “Сириус 21Л”):

 Ом, (8.13)

где S_ПРИБ - мощность, потребляемая “Сириус 21Л”;

I₂² - вторичный номинальный ток устройства.

Сопротивление “Сириус 21Л”:

сопротивление соединительных проводов:

 (8.14)

где  - удельное сопротивление материала провода;

l_РАСЧ - длина соединительных проводов от ТТ до устройства “Сириус 21Л”, которое приблизительно равно 4 м [9];

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

Результирующее сопротивление равно:

что меньше, чем Z_Н.ДОП = 0,25 Ом, следовательно, полная погрешность трансформатора тока менее 10%.

Аналогично рассчитываются уставки защит остальных линий 10 кВ. результаты расчета сведены в табл. 7.1.

Таблица 7.1 - Уставки защит линий 10 кВ

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

.2 Защита силовых трансформаторов

Для трансформаторов, согласно [1], должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

витковых замыканий в обмотках;

токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с заземленной нейтралью;

токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

понижения уровня масла;

однофазных замыканий на землю в сетях с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности.

В качестве защит от повреждений трансформатора применяются дифференциальная и газовая защиты. В качестве защиты от внешних КЗ и перегрузки трансформатора применяются максимальные токовые защиты.

Для реализации алгоритмов защит трансформаторов применяются микропроцессорные устройства релейной защиты серии “Сириус-Т3”. также на трансформаторах устанавливается газовая защита.

7.2.1 Дифференциальная защита трансформаторов (ДЗТ)

Общими уставками защиты являются [9]:

- - номинальный вторичный ток стороны ВН трансформатора, соответствующий его номинальной мощности;

- номинальный вторичный ток стороны НН трансформатора, соответствующий его номинальной мощности;

группа ТТ ВН - группа сборки цифровых ТТ на стороне ВН;

группа ТТ НН - группа сборки цифровых ТТ на стороне НН;

размах РПН - размах регулирования РПН;

сторона РПН - сторона силового трансформатора, на которой установлено устройство РПН.

значения первичных и вторичных токов плеч дифференциальной защиты:

 (7.15)

 (7.16)

где  - первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, соответствующий его номинальной мощности;

- вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатора;_I - коэффициент трансформации трансформатора тока;

 - коэффициент схемы, определяющийся способом соединения обмоток трансформатора тока. Для схем соединения ТТ в звезду , для схем, соединенных в треугольник  

Расчет сведен в табл. 7.2.

Система регулирования напряжения трансформатора ТМН- 6300/110/10: РПН

Таблица 7.2 - Расчет по полному диапазону регулирования

. Дифференциальная отсечка (функция ДЗТ -1):

Дифференциальная токовая отсечка предназначена для быстрого отключения повреждений, сопровождающихся большим дифференциальным током. Она работает без каких-либо блокировок и не имеет торможения. Ступень срабатывает, когда действующее значение первой гармоники дифференциального тока превышает уставку “I_ДИФ/I_НОМ”. Уставка срабатывания задается как отношение дифференциального тока к номинальному вторичному току обмотки питающей стороны трансформатора.

Согласно [10] уставка должна выбираться из двух условий:

отстройки от броска тока намагничивания силового трансформатора;

отстройки от максимального тока небаланса.

Принимается большее из этих значений.

отстройка от броска намагничивающего тока

Согласно [10] при включении силового трансформатора со стороны высшего напряжения отношение амплитуды броска тока намагничивания к амплитуде номинального тока защищаемого трансформатора не превышает 5. Это соответствует отношению амплитуды броска тока намагничивания к действующему значению номинального тока первой гармоники, равному  Отсечка реагирует на мгновенное значение дифференциального тока, протекающего в течение 3 мс, и на первую гармонику этого же тока. Уставка по мгновенному значению равна  Минимально возможная уставка по первой гармонике равна 4, что соответствует по отношению амплитуды к действующему значению или по отношению амплитуд. Сравнение полученных значений свидетельствует об отстроенности отсечки по мгновенным значениям от возможных бросков тока намагничивания.

Расчеты показывают, что действующее значение первой гармоники броска тока намагничивания не превышает 0,35 от амплитуды броска. Если амплитуда равна 7 действующим значениям номинального тока, то действующее значение первой гармоники равно  Следовательно, даже при минимальной уставке в 4I_НОМ отсечка отстроена от бросков тока намагничивания и при реагировании на первую гармонику дифференциального тока.

отстройка от тока небаланса при внешнем КЗ

рекомендуется выбирать уставку по условию:

 (7.17)

где k_ОТС - коэффициент отстройки, который принимается равным 1,2;_НБ* - отношение максимального тока небаланса к номинальному току трансформатора.

Составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью ТТ, определяется следующим образом:

 (7.18)

где k_АПЕР - коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей в полном токе КЗ, для быстродействующих защит равен 1;_ОДН - коэффициент однотипности, принимается равным 1, если ТТ одного типа;

ε - полная допустимая погрешность ТТ, ε = 0,1;_{К ВН MAX} - периодическая слагающая тока (в момент времени t = 0) при расчетном внешнем КЗ.

, (А).

Вторая составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора, определяется по выражению:

 (7.19)

где DU - размах РПН, т.е. относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора.

, (А)

Третья составляющая тока небаланса, обусловленная неточностью задания номинальных токов защищаемого трансформатора - округлением при установке, а также некоторыми метрологическими погрешностями, вносимыми элементами устройства:

, (7.20)

где - расчетное значение, которое принимается равным 0,04 [9].

, (А).

Тогда ток небаланса определяется по формуле

 (7.21)

(А).

Расчет уставки:

, (А)

Таким образом, уставка дифференциальной отсечки оказывается равной: .

Чувствительность дифференциальной отсечки характеризуется коэффициентом чувствительности, который должен быть не менее 2:

 (7.22)

где I_К.MIN - минимальный ток КЗ при повреждениях в зоне действия дифференциальной отсечки;_С.З. - ток срабатывания дифференциальной отсечки.

 < 2.

Таким образом, дифференциальная отсечка не применяется в качестве защиты трансформатора.

2. Дифференциальная защита (функция 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.

Характеристика срабатывания (тормозная характеристика) определяется соотношением величин первых гармоник дифференциального и тормозного токов. Эта характеристика изображена на рис. 7.2.

Ломаная А, В, С (рис. 7.2) 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.

Рис.7.2 - Тормозная характеристика ступени ДЗТ-2

Тормозная характеристика определяется уставками:

I_D1/ I_НОМ - базовая уставка ступени;

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

I_М2/ I_НОМ - вторая точка излома характеристики.

Также необходимо задать:

I_D2 / I_D1 - уставка блокировки от второй гармоники.

Базовая уставка I_D1/I_НОМ определяет чувствительность рассматриваемой ступени защиты. Согласно [9] 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.

Коэффициент торможения k_ТОРМ должен обеспечить несрабатывание ступени при сквозных токах, соответствующих второму участку тормозной характеристики.

Расчетный ток небаланса, порождаемый сквозным током, определятся выражением :

, (7.23)

где к_пер - коэффициент учитывающий переходный режим, к_пер =2;

к_одн - коэффициент однотипности трансформаторов тока, к_одн =1;

ε - относительное значение полной погрешности трансформаторов тока в установившемся режиме, ε = 0,1.

ΔU_рпн - полный диапазон регулирования РПН, ΔU_рпн = 16%;

Δf_добав - погрешность, Δf_добав = 0,04.

Для надежной отстройки от тока небаланса, следует его умножить на коэффициент отстройки к_отс = 1,3.

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

 (7.24)

В терминале “Сириус Т3” дифференциальный ток равен геометрической сумме трех токов, подходящих с трех сторон трансформатора:

 (7.25)

Значок “” подчеркивает, что все токи взяты на входе дифференциальной цепи, т.е. с учетом масштабирования в измерительных и цифровых трансформаторах тока и выравнивания вторичных токов. В сущности это соответствует приведению всех первичных токов к одной ступени напряжения.

Для формирования тормозного тока вначале из токов трех сторон выбирается наибольший по модулю:

 (7.26)

Затем рассчитывается второй ток:

 (7.27)

Рассчитывается угол φ:

 (7.28)

После этого определяется тормозной ток по следующим выражениям:

 (7.29)

Если при внешнем КЗ со сквозным током I_{к ВН MAX} дифференциальный ток образовался из-за погрешности в трансформации наибольшего из токов I_T1, то тормозной ток равен:

 (7.30)

Коэффициент снижения тормозного тока равен:

 (7.31)

Чтобы реле не сработало, коэффициент торможения в процентах должен определяться по выражению [9]:

 (7.32)

Уставка I_М2/ I_НОМ рекомендуется равной (1,52).

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

 (7.33)

Уставка блокировки от второй гармоники I_D2 / I_D1 на основании опыта фирм, давно использующих такие защиты, рекомендуется на уровне (1215)%.

Расчет уставок ДЗТ-2:

Принимается: I_D1/ I_НОМ = 0,3; Df_ДОБ = 0,04.

Принимается I_М2/ I_НОМ = 1,5.

Принимается I_D2 / I_D1 = 0,15.

7.2.2 Максимальная токовая защита от внешних КЗ

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

Ток срабатывания защиты равен:

 (7.34)

где k_ПЕР - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора;

I_{НОМ Т} - номинальный ток трансформатора.

 (А).

Кроме того, защита должна быть согласована по чувствительности с защитами отходящих присоединений по условию.

>, А, (7.35)

где I_С.З.MAX - наибольший из токов срабатывания максимальных защит отходящих элементов (МТЗ линии W1: 165,79 А);

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

> (А)

Выдержка времени срабатывания защиты должна быть минимальной и согласованной с МТЗ отходящих присоединений (табл.7.1):

Ток срабатывания (уставка) МТЗ:

 (А)

Так как защита может работать с пуском по напряжению, выбирается напряжение срабатывания защиты:

 (7.36)

где U_НОМ - номинальное напряжение сети.

.2.3 Защита от перегрузки

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 задаются во вторичных значениях токов своей стороны напряжения, то есть приведение не используется.

Уставка сигнала перегрузки принимается равной:

, (7.37)

где коэффициент отстройки, ;

номинальный вторичный ток в плечах защиты, рекомендуется определять с учетом возможности его увеличения на 5% регулирования напряжения.

 коэффициент возврата, .

Тогда

сторона ВН

 (А),

сторона НН

 (А).

Выдержка времени равна 2 секунд.

7.2.4 Газовая защита

Для защиты трансформатора от внутренних повреждений используются реле типа РГЧЗ-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 действует на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

.3 Устройства автоматики подстанции

7.3.1 Автоматическое включение резерва (АВР)

Устройства АВР применяются на секциях шин 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:

1 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;

2 выполняет АВР без выдержки времени при срабатывании защит трансформатора;

3 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.

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 - С” длительностью 0,8 с. Затем, формируется выходной дискретный сигнал разрешения АВР для второго ввода.

Напряжение срабатывания защиты минимального действия:

 (7.38)

 (кВ).

.3.2 Автоматическое повторное включение (АПВ) линий 10 кВ

Устройство “Сириус 21Л” имеет функцию однократного или двукратного АПВ. Наличие АПВ, а также количество циклов задается уставкой.

АПВ пускается по факту срабатывания МТЗ или при самопроизвольном отключении силового выключателя.

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

 (7.39)

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

 (7.40)

где t_Г.В. - время готовности выключателя (t_Г.В. = 1 c);

t_В.В. - время включения выключателя (t_В.В. = 0,05 с).

 (7.41)

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

 (с).

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

Выбирается t_АПВ.1 = 2 (с).

8. Собственные нужды подстанции

На всех подстанциях необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд.

Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа оборудования.

Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220В, которая получает питание от понижающих трансформаторов 10/0.4кВ, которые называются трансформаторами собственных нужд.

Потребителями собственных нужд являются обогрев приводов выключателей, шкафов КРУН, освещение подстанции и другие потребители.

Наиболее ответственными потребителями собственных нужд являются оперативные цепи, система связи и телемеханики, аварийное освещение подстанции.

Для питания оперативных цепей может применяться переменный и постоянный ток. В соответствии с [нормы технологического проектирования] на подстанциях 110 кВ и выше должна применяться система постоянного оперативного тока напряжением 220В. Наиболее ответственными потребителями оперативного тока являются цепи защиты, автоматики и электромагнитов силовых выключателей в распределительных устройствах станций и подстанций, крупных распределительных устройствах предприятий. Исторически сложилось так, что указанные цепи в основном работают на постоянном оперативном токе. Обеспечение бесперебойного питания оперативного цепей в любой момент времени с необходимым уровнем напряжения и мощности независимо от состояния основной сети, возможно только в случае использования стационарных аккумуляторных батарей, являющихся одним из самых надежных источников оперативного тока.

Для обеспечения системы оперативного тока предполагается установка шкафов оперативного тока 5-1980А (ШОТ), производства фирмы Электронмаш. ШОТ предназначен для бесперебойного электроснабжения важнейших потребителей при отключении сети, путем автоматического включения резервного источника питания - аккумуляторных батарей. После восстановления соединения с основным источником питания ШОТ обеспечивает автоматический заряд батарей с одновременным питанием потребителей. Общий вид ШОТ :

Рис.1 Шкаф оперативного тока

Отличительные особенности и преимущества ШОТ перед открытыми кислотно-свинцовыми аккумуляторными батареями:

Компактная конструкция, за счет применения зарядных устройств модульного типа и необслуживаемых аккумуляторных батарей с фронтальным присоединением; применение необслуживаемых герметизированных аккумуляторных батарей, со сроком службы более 10 лет. Электрические присоединения - с фронта; широкий диапазон входного и выходного напряжения; благодаря модульности зарядных устройств возможна «горячая замена» силовых модулей; охлаждение зарядных устройств происходит естественным путем без использования вентилятора, для управления работой силовых модулей зарядного устройства применен высокопроизводительный контроллер, который обеспечивает управление и сбор всей необходимо информации; автоматический контроль сопротивления изоляции на шинах; работа всех систем шкафа, как от внешней сети, так и от АБ; для исключения конденсата предусмотрена система обогрева.

Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам собственных нужд с учётом коэффициента загрузки и одновременности, [9,c.475]:

S_расч = К_с,(8.1)

где S_расч - расчётная мощность потребителей собственных нужд;

Р_уст, Q_уст - установленные активная и реактивная мощности подстанции.

К_с - коэффициент спроса, учитывающий коэффициент загрузки и одновременности. В расчете принимаем К_с = 0,8.

Мощность трансформаторов собственных нужд при числе трансформаторов равном двум выбирается по условию:

S_T ≥ ,  (8.2)

где К_П - коэффициент допустимой аварийной нагрузки. В расчётах принимаем К_П =1,4.

Определяем основные нагрузки собственных нужд подстанции и сводим в таблицу 8.1.

Таблица 8.1 - Нагрузки собственных нужд подстанции.

Расчётная мощность потребителей собственных нужд:

S_расч = =81 [кВА].

Мощность трансформаторов собственных нужд :

S_T = = =57 [кВА].

Выбираем 2 трансформатора типа ТМГ - 63/10, S_ном=63кВА.

Трансформаторы устанавливаются в ячейки КРУН.

9. Расчет заземляющего устройства (зу) подстанции. выполнение ЗУ с соблюдением требований предъявляющийся к напряжению прикосновения. подключение приемников к ЗУ

.1 Расчет ЗУ подстанции

Исходные данные:

1.Подстанция является понижающей, имеет два трансформатора 110/10 кВ с эффективно - заземленной нейтралью на стороне 110 кВ;

2. Площадь застройки подстанции 32 х 50 = 1600 м;

. Искусственный заземлитель предполагается выполнить электродами из стального стержня диаметром dст = 16 мм, длиной lст = 5 м, соединённой стальной проволокой диаметром 12 мм и заглублённой на глубину 0,7 м;

. Основываясь на [1], длина контура lк = 2∙(32 - 4 + 50 - 4) = 148 м;

. Грунт в месте сооружения подстанции имеет удельное сопротивление  Климатическая зона 3.

Согласно [1] заземляющее устройство защитного заземлителя подстанций 110 кВ в сети с заземлённой нейтралью в любое время года должно иметь сопротивление  Естественные заземлители не используются. Принимаем

Определяется расчётное удельное сопротивление грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей:

 Ом∙м, (9.1)

 Ом∙м, (9.2)

где коэффициенты сезонности для горизонтальных и вертикальных заземлителей, принимаемый по [14].

 (Ом∙м),

 (Ом∙м).

Определяем сопротивление растеканию одного вертикального электрода по формуле:

 Ом, (9.3)

где t − расстояние от поверхности до центра стержня, м;

 (Ом).

Определяется примерное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом [14] коэффициенте использования вертикальных заземлителей:

 шт, (9.4)

(шт).

Определяем расчётное сопротивление растеканию горизонтальных полос по формуле:

 Ом, (9.5)

 (Ом).

Уточняется необходимое сопротивление вертикальных электродов:

 Ом, (9.6)

 (Ом).

Уточняется число вертикальных электродов:

 шт, (9.7)

(шт).

Окончательно принимаем к установке 126 вертикальных заземлителей.

.2 Выполнение ЗУ с соблюдением требований предъявляющих к напряжению прикосновения

ЗУ, которое выполняется с соблюдением требований, предъявляемых к напряжению прикосновения, должно иметь заземлитель в виде сетки.

Расстояние между продольными и поперечными горизонтальными искусственными заземлителями не должно превышать 30 м, а глубина заложения в грунт должна быть не менее 0,3 м. У рабочих мест допускается прокладка заземлителей на меньшей глубине, если необходимость, этого подтверждается расчетом, а само выполнение не снижает удобства обслуживания электроустановки и срока службы заземлителей. Для снижения напряжения прикосновения у рабочих мест в обоснованных случаях может быть выполнена подсыпка щебня слоем толщиной 0,1 - 0,2 м [18].

10. Внедрение системы АСКУЭ

.1 Учет электроэнергии

В последнее время для ведения контроля за принимаемыми и расходуемыми ресурсами электроэнергии на всех предприятиях и в быту широко используются системы автоматизированного учета и контроля энергии и мощности (АСКУЭ и М). Данные системы позволяют с высокой точностью определить количество энергии потреблённой или транспортируемой за расчетный период.

Современная автоматизированная система учета электрической энергии должна обеспечивать:

-коммерческий учет электроэнергии (активной и реактивной) в каждой точке учета энергорынка на границе балансовой принадлежности электрических сетей его субъектов;

определение фактической выработки электроэнергии (активной и реактивной) производителями в интервале времени, принятом для расчетов в оптовом рынке;

определение фактических объемов электроэнергии (активной и реактивной), поступающей в сети субъектов рынка;

повышение точности, достоверности и оперативности получения данных о выработке, передаче и потреблении электроэнергии;

обеспечение синхронности измерений во всех точках учета;

автоматизацию процесса сбора, передачи и обработки данных приборов учета;

повышение оперативности управления режимами выработки, передачи и потребления электроэнергии;

определение и прогнозирование всех составных баланса электроэнергии;

усовершенствование расчетов за отпущенную электроэнергию; -формирование оптимального рыночных отношений между производителями, поставщиками и потребителями электрической энергии (мощности) на принципах государственного регулирования и конкуренции.

АСКУЭ должна представлять собой распределенную многоуровневую систему измерений, обработки, сохранения и передачи данных коммерческого учета и строиться на принципах открытости архитектуры и распределенного функционирования. Документы, которые описывают протоколы информационного взаимодействия со счетчиками электроэнергии, оборудованием сбора данных, должны находиться в распоряжении Операторов Систем коммерческого учета электрической энергии, а также Главного Оператора.

Система учета электроэнергии должна обеспечивать измерение следующих основных параметров энергопотребления:

активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу энергии;

средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом.

Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) должна быть предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).

Все основные технические компоненты должны являться средствами измерений и должны быть зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений (измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчики электрической энергии и УСПД).

Современные технические средства (контроллеры), более мощная и гибкая среда программирования контроллеров предоставляют возможность применения новых принципов функционирования системы, отвечающих современным требованиям, предъявляемым к автоматизированным системам контроля и учета электроэнергии.

.2 АСКУЭ промышленного предприятия

Основной задачей любого промышленного предприятия является бесперебойное обеспечение электроэнергией своих производственных цехов, а также контроль за потреблением и распределением полученной электроэнергии.

Предприятия - потребители электрической энергии в зависимости от мощности могут иметь в собственности главные понизительные подстанции (ГПП), распределительные устройства (РУ) и комплектные трансформаторные подстанции (КТП) на которых производиться учет электроэнергии. Задачей, как правило, возложенной на электрослужбу предприятия, является определение количества электроэнергии полученной в свои сети и распределенной по ним.

Рассмотрим систему учета установленную на 110/10 кВ Нифантово, ООО «Шекснинский бройлер» и индустриальный парк Шексна является крупнейшим потребителем электроэнергии. Основное питание ГПП осуществляется по ВЛ-110 кВ «Шексна-1,2».

Для того, чтобы учесть весь транспорт электрической энергии через ПС необходимо на всех отходящих присоединениях устанавливать счетчики. На присоединениях, по которым возможен переток в прямом и обратном направлении устанавливаются двунаправленные приборы учета, в остальных случаях одно направленные. Каждый счетчик должен быть подключен к контроллеру АСКУЭ (устройству сбора и передачи данных). И уже оператор ПВМ производит опрос УСПД и дальнейшую обработку данных.

На данный момент существует много производителей сумматоров и приборов учета. Данные со счетчиков могут передаваться на сумматоры так же разными способами: сбор импульсов, передача по интерфейсу RS-485, Ethernet передача. Последние два способа наиболее точны, так как в сумматор передается профиль мощности со счетчика.

На ПС установлена система на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД) производства СКБ «Амрита» «Ток-С». Сбор данных по линиям 110 кВ осуществляется со счетчиков полной энергии типа СЭТ-4ТМ 03.01 по интерфейсам RS-485 и импульсным каналам (в этом случае импульсные каналы являются дублирующими). По вводам 10 кВ и по всем отходящим линиям 10 кВ установлены однонаправленные счетчики активной и реактивной энергии. Сбор данных с приборов учета по стороне 10 кВ осуществляется по импульсным каналам. Приведем структурную схему АСКУЭ ПС.

Рис. 1 - Структурная схема организации АСКУЭ ПС

Для сбора информации объекта необходимо правильно настроить УСПД и если требуется приборы учета (счетчики требуют настройки если подключаются по интерфейсам RS-485 и Ethernet). Так в сумматоре «Ток-С» существуют режим для настройки даты и времени, параметров импульсных каналов, параметров цифровых каналов (RS-485), скорости передачи данных, задание паролей доступа к УСПД. При подключении приборов учета по импульсным каналам необходимо прокладывать кабель от каждого счетчика до УСПД или промежуточного концентратора. При подключении приборов по цифровым каналам (интерфейс RS-485) прокладывается один магистральный провод и от него через разветвители подключаются счетчики.

.3 Работа УСПД при получении информации о перетоке электроэнергии по импульсным каналам

При подключении счетчика по импульсным каналам необходимо в контроллер ввести информацию о передаточном коэффициенте счетчика (измеряется в имп/кВт*ч или имп/кВар*ч) и параметры расчетного коэффициента - для приведения к измеряемым величинам по первичной сети (измеряется как произведение К_ТТ*К_ТН). На сам сумматор поступают импульсы со счетчика, поскольку в контроллер введено передаточное число прибора учета, полученные импульсы пересчитываются в электроэнергию. Но, энергия учтенная счетчиком, это энергия во вторичных цепях. Чтобы привести электроэнергию к первичной сети используется расчетный коэффициент. Таким образом, благодаря внесенным данным в УСПД хранится информация об электроэнергии переданной, полученной или потребленной по первичной цепи.

.4 Работа УСПД при получении информации о перетоке электроэнергии по цифровым каналам

Если рассмотреть настройку каналов RS-485 то можно получить два варианта, но оба они будут сходиться в настройке обращения к счетчику, а именно: настройка сетевого адреса, пароль доступа к прибору, выбора одного из направлений и вида энергии учитываемого микропроцессорным счетчиком. Принципиальной разницей в настройке цифровых каналов этом случае будет являться только прошивка расчетного коэффициента, где он будет учтен либо в счетчике, либо в УСПД.

11. Экономическая часть ВКР

.1 Определение сметной стоимости выбранной схемы электроснабжения

Сметой называется экономический документ, характеризующий предел допустимых затрат на сооружение данного объекта.

В смете находят своё отражение затраты на приобретение оборудования и материалов, их монтаж, транспорт и прочие расходы.

Основными документами для составления сметы являются ТЕРм-2001 в редакции 2014 года и прайс-листы оборудования. Стоимость оборудования в смете - по ценам организаций поставщиков 2016 года.

Согласно постановлению Правительства Вологодской области от 24.11.2014 № 1042 "О применении на территории Вологодской области Методики определения стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации базисные индексы изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ редакций 2009 и 2014 годов по видам строительства для Вологодской области на III квартал 2015 года (с учетом районного коэффициента и без учета НДС) по отношению к 2001 г. с учетом инфляции составляют:

-        стоимость материалов= 5,81;

         заработная плата= 21,68;

         эксплуатация машин= 7,64.

Применяемые индексы относятся к общеотраслевому строительству, код РТМ - 01-01-001-01.

Пересчет сметы в цены текущего года проводится с помощью корректирующих коэффициентов, характеризующих цепные темпы инфляции по отдельным видам товаров, работ и услуг.

Для того чтобы определить сметную стоимость строящегося объекта в ценах текущего периода, необходимо исчислить полную сметную стоимость строящегося объекта, т.е. учесть накладные расходы, которые определялись на период, когда действовали прейскурантные цены.

Полная стоимость объекта:

, тыс.руб., (11.1)

где С_СМР - стоимость строительно-монтажных работ по возведению зданий и сооружений, монтажа технологического оборудования;

С_ОБ - затраты на приобретение основного и вспомогательного технологического оборудования;

С_ПР - прочие лимитированные затраты.

Сметно-финансовый расчет в базисных ценах представлен в приложении 3.

Итоговая стоимость монтажных работ, приведенная в цены 2016 года приведена в приложении 4 таблице 4.1

11.2 Расчёт эффективности инвестиционных вложений

Определим насколько эффективен проект. Проект осуществляется за 15 шагов, т.е. 15 лет.

Количество инвестиций (по смете) в нашем случае составляет 42686970 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 на подстанции получаем от продажи электроэнергии по двухставочному тарифу. Тарифы привязаны к Вологодской области.

Тарифы определяем согласно приказа РЭК Вологодской области от 25.12.2014 № 991 «Об установлении цен (тарифов) на электрическую энергию по Вологодской области на 2015 год» и «Предельных минимальных уровнях на передачу электроэнергии Северо-западного федерального округа на 2015 год.»

С 1 июля 2015 года установлены круглосуточные тарифы на электроэнергию для населения, проживающего в домах с электроплитами - 3,06 руб.\кВт.ч., с газовыми плитами - 3,83 руб.\кВт.ч., в сельских населенных пунктах - 2,68 руб.\кВт.ч.

Для расчета прибыли необходимо знать количество энергии проданной за период.

Прибыль организации идет от реализации электроэнергии потребителям.

Определим стоимость реализуемой в течение одного года электроэнергии.

W_э.год - реализованная электроэнергия за одни год, определяется как:

W_э.год=0,7 Р_max ∙t, кВт, (11.2)

W_э.год = 0,7∙7000∙8760=42924000 (кВт∙ч).

Для одноставочного тарифа (сельские потребители):

Ц_э.э.год=α1∙ W_э.год ∙8760, тыс. руб., (11.3)

где α1 - стоимость электроэнергии в сельской местности, α1 = 2,68 руб/кВт;

Ц_э.э.год=2,68∙42924000∙8760 = 49655,7 (тыс.руб).

Прибыль:

П_р=0,1∙Ц_э.э.год=0,1∙49655,7 = 4965,57 (тыс. руб.)

А- амортизационные отчисления (6% от стоимости материалов и оборудования - 34767 100 ·0,06 = 2086 (тыс. рублей).

Необходимо определить показатели оценки целесообразности инвестирования:

чистый дисконтированный доход по инвестиционному проекту;

чистая приведенная стоимость финансового вложения;

индекс рентабельности проекта предприятия.

А. 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 = 4965,57+2 086 = 7051,57 тыс.руб.

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

Б. 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.

Чистый дисконтированный доход определяется как:

i - порядковый номер года.

Определим ЧДД по годам за 15 лет:

ЧДД=6078+5240+5417+3894+3357+2894+2495+2150+1854+1598+1377+1187+1024+882+761=39315 (тыс. руб.)

В. Определим величину дисконтированной суммы инвестиций в проект.

,

i - порядковый номер года.

Определим ДСИ по годам за 15 лет:

ДСИ=2453+2114+1823+1571+1354+1168+1006+868+748+645+556+479+413+356+107=15866 (тыс. руб.)

Г. 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.

Д. 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.

12. Мероприятия по экономии энергоресурсов

.1 Эффективность установки ККУ - 10

Определим потери напряжения в сети без применения компенсирующих конденсаторных установок и с установкой ККУ - 10 кВ.

Потери напряжения, в максимальном режиме, определим по формуле:

 кВ, (12.1)

 кВ, (12.2)

где r_Σ - суммарное активное сопротивление ВЛ - 110 кВ и силового трансформатора, ом;

х_Σ - суммарное реактивное сопротивление ВЛ - 110 кВ и трансформатора, ом;

Рмах - максимальная активная мощность, кВт;

Qмах - максимальная реактивная мощность, квар;

Qк - мощность конденсаторной установки, квар.

r_Σ, х_Σ - взяты из раздела 5, Рмах, Qмах, Qк - найдены в разделе 1.

 (кВ),

 (кВ).

Тогда напряжение на шинах НН ПС будет равно:

, кВ, (12.3)

 (кВ),

 (кВ).

По формулам (3.9) и (3.10) определим потери напряжения в конце линий:

 (кВ),

 (кВ),

 (%),

 (%).

Как видно из расчетов без установки ККУ в максимальном режиме не выдерживается минимально допустимые потери напряжения, а при применении компенсирующего устройства напряжения находится в пределах допустимого.

Заключение

В ВКР рассматривалось проектирование электроснабжение сельскохозяйственного района, питание осуществляется от ПС 110/10, и рассчитаны две ВЛ - 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 два трансформатора марки ТМН-6300/110/10.

Произведен выбор компенсирующих устройств 10 кВ и показан эффект от установки ККУ.

Рассчитаны и выбраны КТП - 10/0,4, ВЛ - 10 кВ выполнены проводом СИП 3, на опорах СВ 110.

Рассчитаны токи трёхфазного короткого замыкания на шинах 110, 10 кВ и ВЛ - 10 кВ.

Был проведён выбор токоведущих частей и коммутационно-защитной аппаратуры. Разработана система релейной защиты и автоматика для силового трансформатора и отходящих ВЛ - 10 кВ на терминалах «Сириус».

Изложен материал по учету электроэнергии и разработаны мероприятия по энергосбережению. Произведён расчёт защитного заземления подстанции.

Определена сметная стоимость выбранной схемы электроснабжения- 42686970 руб.

Список использованных источников

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

. Блок, В.М. Электрические сети и системы: Учеб. пособие для электроэнергет. спец. вузов / В.М. Блок. М.: Высш. шк., 1986. - 430 с.: ил.

3. Электрическая часть станций и подстанций: Учеб. для вузов / А.А. Васильев, И.П. Крючков, Е.Ф. Наяшкова [и др.]; под ред. А.А. Васильева - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576 с.: ил.

4. Рожкова, Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для студ. сред. проф. Образования / Л.Д. Рожкова, Л. К. Карнеева, Т.В. Чиркова. - 4-е изд., стер. - М.: Издательский центр «Академия», 2007. - 448 с.

. СП-31-110-2003. Свод правил по проектированию и строительству /Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий. Взамен ВСН 59-88. Госстрой Росси, 2004-01-01.-38с.

. Ополева, Г.Н. Схемы подстанции электроснабжения: Справочник: учеб. Пособие/ Г.Н. Ополева - М.: ИД «ФОРУМ»: ИНФРА-М, 2008. - 480 с. - (Высшее образование)

. Типовой проект ТП Л56-97. Опоры одноцепные железобетонные ВЛ - 10 кВ на стойках СВ110, С112, СВ105 с защищенными проводами.

. 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.

9. Рекомендации по выбору уставок устройств защиты трансформаторов «Сириус Т3» - ЗАО «Радиус-автоматика», 2003. - 11с.

10. Чернобровов, Н.В. Релейная защита. Учебное пособие для техникумов. Изд. 5-е, перераб. и доп./ Н.В. Чернобровов - М.: Энергия, 1974. - 680 с.: ил.

. Булычев, А.В. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. Примеры и задачи с решениями: учебное пособие/А.В. Булычев, Н.Д. Поздеев, А.А. Наволочный - Вологда, ВоГТУ, 2006. - 132 с.

. Территориальные единичные расценки на монтаж оборудования. ТЕРм - 2001. Сборник №8. Электрические установки. - Издание официальное, Вологодская обл., 2001.

. Строительные нормы и правила. Приложение. Сборники расценок на монтаж оборудования. Сб. № 8. Электротехнические установки / Госстрой СССР. - М.:Стройиздат, 1985. - 191 с.

. Федоров, А.А. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий/ А.А. Федоров, Г.В. Сербиновский: Кн. 1. Проектно-расчетные сведения. - М.: Энергоатомиздат, 1973. - 520 с.

Приложение 1

Выбор трансформаторов для КТП

Таблица 1.1 - Результаты расчета и выбора трансформаторов для КТП по ВЛ - 10 Добрец

Таблица 1.2 - Результаты расчета и выбора трансформаторов для КТП по ВЛ - 10 Тырканово

Приложение 2

Выбор сечения проводов

Таблица 2.1 - Выбор сечения проводов ВЛ - 10 кВ

Приложение 3

Локальная смета электромонтажных работ

Приложение 4

Стоимость электромонтажных работ

Таблица 4.1 - Итоговая стоимость электромонтажных работ в текущих ценах 2016 года