Реконструкция электрической подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

электрооборудование подстанция трансформатор

В качестве объекта реконструкции выбрана тяговая подстанция 110/27,5/10кВ “Шексна”, которая расположена в городе Шексна и относится к Вологодскому отделению Северной железной дороги.

Подстанция “Шексна” является тупиковой тяговой подстанцией переменного тока, получающая питание по двум радиальным линиям ВЛ 110 кВ от районной подстанции. По способу обслуживания - с дежурным персоналом.

Все тяговые подстанции железных дорог относятся к потребителям первой категории и поэтому, для обеспечения надежности электроснабжения подстанции “Шексна” предусмотрена установка двух трехобмоточных трансформаторов, которые понижают напряжение 110 кВ до 27,5 кВ и 10кВ . От шин 27,5 кВ отходят четыре фидера контактной сети. Так же получают питание нетяговые потребители, расположены вдоль железной дороги и эта система получила название два провода - рельс (ДПР). Собственные нужд подстанции (питание цепей управления, сигнализации, защиты, освещения, отопления, вентиляции, а также трансформатора автоблокировки) питаются от трансформаторов ТСН. От шин собственных нужд через трансформатор автоблокировки напряжение подается в линию - сигнализации, централизации, блокировки (ВЛ-СЦБ) .

С КРУН 10 кВ питаются не железнодорожные потребители. Три фидера -рабочие, семь в резерве.

1. ОБОСНОВАНИЕ РЕКОНСТРУКЦИИ ПОДСТАНЦИИ

Тяговая подстанция “Шексна» была введена в постоянную эксплуатацию в 1981 году. За эти годы некоторое оборудование технически устарело, что отражается на работе подстанции и соответственно на пропускной способности поездов. Поэтому требуется реконструкция подстанции, замена оборудования.

На вводах 110 кВ установлены отделители и короткозамыкатели. В зимнее время с низкими температурами окружающего воздуха и интенсивным гололедообразованием велика вероятность отказа этого оборудования. Поэтому на вводах 110 кВ необходимо установить наиболее надежные и современные элегазовые выключатели типа ВЭБ-110II-40/2500.

На всех присоединениях 27,5 кВ устанавливаем усовершенствованные вакуумные выключатели ВБН-35II-20/1250 УХЛ1 и ВБН-27,5 II-20/1600 УХЛ1, вместо масляных выключателей ВМК. Эти вакуумные выключатели предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока напряжением 27,5-35 кВ с изолированной или компенсированной нейтралью. Выключатель имеет встроенные трансформаторы тока ТОЛ-35, привод электромагнитный, находится внутри шкафа привода и снабжен подогревательными устройствами. Их применение значительно облегчит эксплуатацию РУ-27,5 кВ и повысит надежность питания электротяги.

Также следует заменит силовые трансформаторы ТСН марки ТМ-(27,5/0,4) на ТМГ(27,5/0,4). В отличии от предшествующей серии трансформаторов ТМ, масляные трансформаторы серии ТМГ изготавливаются в герметичном исполнении , даже после продолжительного хранения, практически не требуют расходов на предпусковые работы и при правильной эксплуатации не нуждаются в профилактических ремонтах и ревизиях в течении всего срока эксплуатации.

На вводах и фидерах 10 кВ необходимо заменить старые выключатели ВМП-10 новыми выключателями типа ВВ/TEL-10, т.к. масляные выключатели требуют частого обслуживания и контроля .

Релейная защита будет осуществляться многофункциональными микропроцессорными устройствами защиты «Сириус-Т3».

Для защиты изоляции электрооборудования подстанции от атмосферных и кратковременных коммутационных перенапряжений на место разрядников РВС необходимо установить ограничители перенапряжений ОПН. Это аппараты современного поколения, пришедшие на смену вентильным разрядникам, предназначены для защиты электрооборудования от коммутационных и грозовых перенапряжений.

2. РАСЧЕТ СИЛОВЫХ И ОСВЕТИТЕЛЬНЫХ НАГРУЗОК

2.1 Определение мощности на шинах РУ-27.5 кВ

Нагрузка на шинах РУ-27.5 кВ определяется по выражению:

S_27.5=S_тяг + S_ТСН + S_ДПР, МВА, (2.1)

где S_тяг - мощность на тягу поездов, МВА;

S_ТСН - мощность одного ТСН, присоединенного к шинам РУ-27.5 кВ, МВА, предварительно выбрав мощность собственных нужд 350 кВА.

S_ДПР - мощность не тяговых потребителей, питающихся от шин 27.5 кВ по фидерам ДПР, МВА.

Мощность на тягу поездов определяется по выражению:

S_тяг =U_Ш · (2I'д + 0.65I”д) · К_нр· К_ку · К_м, МВА, (2.2)

где U_Ш - напряжение на шинах РУ-27.5,кВ;

I'д - действующее значение наиболее загруженного плеча (фаза) питания

тяги, 460А;

I”д - действующее значение наименее загруженного плеча (фаза) питания тяги, 332А;

К_нр - коэффициент неравномерности нагрузки фаз трансформатора, принимаемый 0.9;

К_ку - коэффициент компенсирующего устройства, учитывающий снижение требуемой на тягу мощности при работе компенсирующего устройства, принимаемый 0.93;

К_м - коэффициент влияния на износ изоляции обмоток трансформатора, неравномерности движения поездов в течение суток, принимаемый 1.45 - для двухпутных участков; 1.25 - для однопутных.

S_тяг =27.5(2 · 460 + 0.65 · 332) · 0.9 · 0.93 · 1.45 · 10^-3 = 37.91МВА.

Мощность для питания собственных нужд переменного тока определяют суммированием присоединенной мощности всех потребителей. Для подстанции переменного тока мощность собственных нужд можно принять равной от 0.5% до 0.7% мощности на тягу поездов.

На подстанциях устанавливают по два ТСН с вторичным напряжением 380/220, работающих с глухозаземленной нейтралью. На подстанции переменного тока ТСН присоединяют к шинам РУ-27.5 кВ.

При определении мощности ТСН, исходят из того, что один трансформатор должен обеспечить всю нагрузку собственных нужд (СН).

Мощность не тяговых потребителей, питающихся от шин 27.5 кВ по фидерам ДПР, определяется по выражению:

где Р_у - установленная активная мощность потребителей, питающихся по линиям ДПР, кВт; Р_у=1500 кВт;

К_с - коэффициент спроса, учитывающий режим работы потребителя, загрузку и КПД оборудования; одновременность его включения;

_max = 0.92;

S_27.5 = 37.91 + 0.35 + 1.06 = 39.37 МВА.

2.2 Определение мощности на шинах РУ-10 кВ

Максимальная полная мощность всех потребителей 10 кВ, с учетом потерь в сетях выше 1000В и понижающих трансформаторах, определяется по формуле:

, (2.6)

где Р_пост и Р_пер - постоянные потери в стали трансформаторах и переменные потери в сетях и трансформаторах, 1-2% и 6-10% , кВт;

УP_max - суммарная максимальная активная мощность потребителей, кВт;

УQ_max -суммарная максимальная реактивная мощность потребителей, кВАр.

Максимальная активная мощность потребителя определяется по графикам нагрузок потребителей, для каждого часа суток представлены в приложении А. В таблицах А.1, А.2; А.3 приведены значения нагрузок для всех фидеров 10кВ. Для построения графиков электрических нагрузок взяты данные по режимному дню, проведенному 22 декабря 2017 года.

Суточные графики изменения активной нагрузки подстанции на стороне 10кВ представлены в приложении А на рисунках А.1; А.2; А.3.

Сумма реактивных мощностей за это же период:

, кВАр , (2.7)

Максимальная полная мощность всех потребителей РУ 10кВ:

.

Максимальное значение суммарной нагрузки приходится на интервал от семи до восьми часов.

2.3 Определение нагрузки первичной обмотки трансформатора 110кВ

Расчетная мощность первичной обмотки трансформатора 110 кВ определяется по выражению:

S_расч110 = [S_27.5 + S₁₀] · k_р, МВА, (2.8)

где S_27.5 - мощность на шинах 27,5 кВ, от которой получает питание тяга МВА;

S₁₀ - мощность на шинах 10 кВ, МВА;

k_р - коэффициент разновременности максимумов нагрузок вторичных обмоток трехобмоточного трансформатора, принимаемый 0,95 - 0,98

S_расч110 = (39.37 + 6917) · 0.96 = 44.05, МВА.

При определении расчетной мощности подстанции следует учесть коэффициент перспективы роста нагрузок на 5-10 лет (к₁₀=1.25).

Расчетную мощность подстанции определим по формуле:

S_расчПС = 44.05 · 1.25 = 55,06, МВА. (2.9)

3. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИИ

3.1 Выбор силовых трансформаторов тяговой подстанции

Выбор силовых трансформаторов тяговых подстанции производят по резервированию, согласно которому на подстанциях предусматривается установка двух понижающих трансформаторов, работающих поочередно. Находящийся в работе трансформатор должен, с учетом допустимой перегрузки, обеспечить питание тяги и не тяговых потребителей.

Так как от подстанции питаются потребители 1 и 3 категорий, и питание от системы имеется лишь со стороны ВН, из условий бесперебойного питания тяги и нетяговых потребителей 1 категории при вынужденных (аварийных) режимах предусматривается установка не менее двух трехобмоточных трансформаторов, с обеспечением возможности их раздельной работы. Мощность понижающих трансформаторов должна иметь резерв для питания тяги и нетяговых потребителей 1 категории.

(3.1)

гдеS_{РАСЧ.ПС} - расчетная мощность подстанции, кВА;

n - число трансформаторов на подстанции;

k_Э - коэффициент экономической загрузки трансформатора, принимаемы в расчетах 0,7.

Уже установленные трансформаторы удовлетворяют всем требованиям потребителей, экономически выгодны (не требуют затрат на покупку, монтаж и наладку), поэтому выбираем два трансформатора ТДТНЖ-40000/110/27,5/10.

3.2 Определение мощности тяговой подстанции

Мощность тяговых подстанций определяется мощностью и количеством трансформаторов, типом подстанции и схемой электроснабжения.

Мощность тупиковой подстанции определяется по выражению:

S_ТП =n_Т · S_ном.Т, МВА; (3.2)

S_ТП =2·40=80МВА.

4. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчет токов короткого замыкания (к.з.) проводится с целью выбора и проверки электрооборудования на динамическую и термическую стойкость.

Расчет токов к.з. производится для двух режимов максимального и минимального. Токи к.з. максимального режима используют при выборе токоведущих частей и аппаратуры электроустановок; токи минимального режима - при расчете релейной защиты.

Расчетная схема электроснабжения тяговой подстанции «Шексна» представлена в приложении Б на рисунке Б.1.

4.1 Определение параметров схемы замещения

Схемой замещения называют такую электрическую схему, соответствующую по исходным данным расчетной схемы, но в которой все магнитные (трансформаторные) связи заменены электрическими. Расчет можно выполнять двумя способами, используя сопротивление элементов цепи к.з., выраженные в относительных или именованных единицах. Схема замещения исходной схемы представлена в приложении Б на рисунке Б.2.

Расчетные точки КЗ:

К 1 - на шинах ВН;

К 2 - на шинах СН;

К 3 - на шинах НН;

К 4 - на конце кабельной линии, подключенной к шинам НН (L=4);

К 5 - на конце кабельной линии, подключенной к шинам НН (L=22);

К 6 - на конце кабельной линии, подключенной к шинам НН (L=0.5);

К 7 - на шинах собственных нужд;

К 8 - на конце фидера контактной сети (L=43,65);

К 9 - на конце фидера контактной сети (L=41,07);

К 12 - на конце фидера ДПР (L=43,65).

Расчет производится в относительных единицах. Задаемся базовой системой единиц: базовой мощностью S_б и базовым напряжением U_б. За базовую мощность принимаем мощность одного трансформатора. За базового напряжение принимаем напряжение той ступени, на которой имеет место к.з.

Расчет производится без учета подпитки со стороны нагрузки, т.к. подпитка сможет внести лишь малую часть ЭДС по сравнению с ЭДС системы и соответственно ее влияние на токи КЗ будет незначительно.

Базовые условия:

U_б1=115 кВ;

U_б1=27.5 кВ.

U_б1=10,5 кВ.

где S_б - базовая мощность, равная мощности одного трансформатора.

Определим параметры систем ЭДС системы определяется по выражению:

(4.2)

где Е_ср - среднее ЭДС системы, кВ;

U_ср - среднее напряжение, кВ,

Относительное индуктивное сопротивление

(4.3)

где I_{НОМ.ОТК.} - номинальный ток отключения выключателя.

Полное сопротивление Z_С = X_С = 0,005 (R мало).

Определим параметры воздушных линий ВН

Для двухцепной линии ВЛ - 110 L_ВН = 3,2 км; провод марки АС - 150.

Индуктивное и активное сопротивления линий определяются по выражениям:

(4.4)

(4.5)

гдеX₂; X₃ - индуктивное сопротивление линий, Ом/км;

X₀ - удельное индуктивное линий сопротивление, Ом/км;

L_ВН - длина линий, км;

S_баз - базисная мощность, МВА;

U_СРI - среднее напряжение на стороне ВН;

R₀ - удельное активное сопротивление линий, Ом/км.

В целях упрощения расчетов допускается X₀ линий принять равным 0,4 Ом/км, а R₀ =0,250 Ом/км.

Полное сопротивление определяется по выражению:

(4.6)

Параметры других воздушных и кабельных линий для схемы замещения определяются аналогичным способом. Полученные результаты представлены приложении Б в таблице Б.1.

Определим параметры силовых трансформаторов

При расчете каждая обмотка трансформатора представляет собой отдельный элемент цепи КЗ со своим сопротивлением. Трансформатор типа ТДТНЖ-40000/110.

Сопротивление высшего напряжения:

(4.7)

Сопротивление среднего напряжения :

 (4.8)

Сопротивление низшего напряжения:

(4.9)

где U_{кВН_СН}; U_{кВН_НН}; U_{кСН_НН} - напряжения КЗ для каждой пары обмоток [3].

;

;

.

Относительное сопротивление каждой обмотки:

(4.10)

где Х_i - сопротивление каждой из обмоток;

Сопротивления обмоток:

Полные сопротивления:

;

;

.

Определим параметры ТСН:

(4.11)

гдеU_кТСН - напряжение КЗ, кВ;

S_номТСН - номинальная мощность ТСН, кВ.

Полное сопротивление:

Схема замещения электроснабжения подстанции представлена в приложении Б на рисунке Б.2.

4.2 Расчет токов короткого замыкания

Т.к. длина воздушных линий ВЛ-110 подстанции одинакова L_ВН=3,2 км, то максимальный и минимальный режимы будут одинаковы.

Все элементы подстанции соединены последовательно, поэтому сопротивления всех элементов до точек к.з. складываем.

Расчет для точки К1

Эквивалентное полное сопротивление:

Z_К1=Z₁+Z₂ , (4.12)

где Z₁ - полное сопротивление системы;

Z₂ - полное сопротивление линий ВН

Z_К1=0,005+0,0046 = 0,0096.

Трехфазный ток КЗ :

(4.13)

где Е_сист - ЭДС системы;

I_б - базовый ток,кА.

Ударный ток :

(4.14)

где К_уд=1.6 - ударный коэффициент, из табл.6.1 [4], для Т_а = 0,03, из табл. 7 [2], постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.

Двухфазный ток КЗ:

(4.15)

Результаты расчетов токов К.З записываем в приложение Б таблица Б.1.

5. ВЫБОР И ПРОВЕРКА КОММУТАЦИОННО-ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ НА СТОРОНЕ 110 КВ

5.1 Выбор и проверка высоковольтных выключателей и разъединителей

В настоящее время на вводах 110 кВ установлены масляный выключатель серии ВМК-110, произведем замену на элегазовые.

Проверка высоковольтных выключателей и разъединителей

- По напряжению:

U_НОМ U_{НОМ СЕТИ} ; (5.1)

110кВ 110кВ.

- По номинальному длительному току:

I_НОМ I_РАБ,MAX; (5.2)

2500А 504А.

-По отключающей способности. Проверяется возможность отключения периодической составляющей тока короткого замыкания:

_{А, А,НОРМ} = · _Н · I_Н.ОТКЛ , (5.4)

допускается выполнение условия :

· (1+_Н) · I_{Н.ОТКЛ К,} = · I_К+ i_А, , (5.5)

где _Н - номинальное значение относительного сопротивления апериодической составляющей в отключаемом токе; определяется _Н по рис. 11 [1] в зависимости от ;

i_А, - апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя , кА;

I_Н.ОТКЛ - номинальный ток отключения выключателя.

= _З,МИН + t_СОБ = 0.01 + 0.035 = 0.045 с,

где - наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения контактов;

_З,МИН =0.01 - минимальное время действия защиты ;

t_СОБ - собственное время отключения выключателя .

По электродинамической стойкости выключатель проверяется по предельному сквозному току короткого замыкания:

I_ПР,С I⁽³⁾_К , (5.6)

где I_ПР,С - действительное значение предельного сквозного тока короткого замыкания;

I⁽³⁾_К - начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя.

40кА ? 20,95 кА.

- По ударному току

i_ПР,СКВ = i_ДИН i_УД ;

102кА ? 47,4 кА. (5.7)

- По термической стойкости выключатель проверяется по тепловому импульсу:

I²_Т · t_Т B_К , (5.8)

где I²_т - предельный ток термической стойкости, кА;

t_Т - нормативное время протекания предельного тока термической стойкости, с.

В_К - тепловой импульс тока короткого замыкания, который определяется по формуле:

B_К = (I⁽³⁾_К,MAX)² · (t_ОТКЛ + Т_а),кА²с, (5.9)

где Т_а= 0.02 c;

t_ОТКЛ = t_Р.З.ОСН + t_В.ОТКЛ , с, (5.10)

где t_Р.З.ОСН - время действия основной релейной защиты;

t_В.ОТКЛ - полное время отключения выключателя.

t_ОТКЛ = t_Р.З.ОСН + t_В.ОТКЛ =0,1+55=0,65 с.

.

.

Выбираем выключатель марки ВЭБ -110 II /40 /2500 УХЛ1.

Выбираем разъединители марки РНДЗ -2-110 / 1000 -У1.

Характеристика выключателя приведена в приложении В таблица В.1.

5.2 Выбор ограничителей перенапряжения

На подстанции установлены разрядники РВС-110 мы меняем их на ограничители перенапряжения потому что они имеют ряд приемуществ.

Ограничители перенапряжений нелинейные (ОПН) предназначены для защиты изоляции электрооборудования подстанций и электрических сетей от атмосферных и кратковременных коммутационных перенапряжений

ОПН состоит из последовательно соединенных варисторов. Основным отличием ОПН от разрядника, определяющим особенности его выбора и эксплуатации, является постоянное подключение к сети, а не через искровой промежуток.

Условие выбора ограничителей перенапряжения:

U_ном U_сети . (5.11)

Выбираем ОПН-П1-110УХЛ1.

В нейтраль главного понизительного трансформатора ставим ОПН-Н 110

5.3 Выбор и проверка трансформаторов тока

Трансформатор тока, предназначенный для преобразования тока до значения, удобного для измерения.

Выбор трансформаторов тока:

-по номинальному напряжению:

U_НОМ ? U_РАСЧ, кВ; (5.12)

-по номинальному току первичной обмотки:

I_1НОМ ? I_Р.MAX, кА, (5.13)

где I_1НОМ - номинальный ток первичной обмотки по каталогу.

-По электродинамической стойкости:

, (5.14)

гдеК_ДИН - кратность электродинамической стойкости по каталогу;

i_УД - ударный ток КЗ в месте установки ТТ.

- По термической стойкости:

(I_1НОМ К_Т)²t_Т ? В_К, кА²с, (5.15)

где К_Т - кратность термической стойкости по каталогу;

t_Т - время термической стойкости по каталогу;

В_К - тепловой импульс тока КЗ в месте установки ТТ.

- По классу точности и по нагрузке вторичных цепей:

Z_2НОМ ? Z₂, Ом, (5.16)

где Z_2НОМ - номинальная допустимая нагрузка проверяемой обмотки ТА в выбранном классе точности по каталогу,

Z₂ - вторичная нагрузка, присоединенная к проверяемой обмотке ТА по расчету.

На вводах 1,2-110 кВ выбираем встроенные в выключатель трансформаторы тока ТВГ-110. На стороне 110 кВ для силового трансформатора выбираем встроенные в трансформатор ТВТ-110.

Характеристика трансформатора тока приведет в положении В таблица В.2.

5.4 Выбор и проверка шин

I_{ВН.РАБ.MAX} = 504А.

Экономическую плотность тока согласно ПУЭ принимаем jэк = 1,0 А/мм² при Т_max более 5001 часов до 8760 часов.

Шины выбираем по длительно допустимому току:

I_доп I_р.max , (5.17)

где I_доп - длительно допускаемый ток для выбранного сечения, А;

I_р.max - максимальный рабочий ток сборных шин, А;

520 А > 504 А.

Выбираем провод марки АС - 185.

Проверяем провод по термической стойкости:

(5.18)

где q - выбранное сечение, мм;

q_min - минимальное допустимое сечение токоведущей части по условию ее термической стойкости, мм²;

В_к - тепловой импульс тока короткого замыкания, для соответствующей характерной точки подстанции, кА²с;

С - коэффициент, для АС С = 90.

Проверяем по условию отсутствия коронирования:

0,9Е_о 1,07Е; (5.19)

;

Так как 0,9 · 32,49 = 29,24кВ/см > 1,07 · 14.96 = 16.007кВ/см, условие проверки выполняется.

6. ВЫБОР И ПРОВЕРКА КОММУТАЦИОННО-ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ НА СТОРОНЕ 27,5 КВ

6.1 Выбор и проверка высоковольтных выключателей и разъединителей

Выбираем разъединителей и выключателей произведены по условию (5.1)-(5.10).

Выбираем вакуумный выключатель серии ВБН-35.

Выбираем разъединитель серии РНДЗ-2-35.

Характеристика выключателей и разъединителей приведена в приложении В таблица В.1.

6.2 Выбор ограничителей перенапряжения.

Ограничители перенапряжения выбираем по условию (5.11).

Выбираем ОПН марки ОПН-П1-27,5.

6.3 Выбор и проверка трансформаторов тока

Выбор трансформаторов тока:

Выбираем трансформатор тока по условию (5.12)-(5.16).

Выбираем встроенные трансформаторы тока ТОЛ-35, ТФН-35.

Характеристика трансформаторов тока представлена в положении В таблица В.2.

6.4 Выбор и проверка трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения (ТН) выбирают по:

- по номинальному напряжению:

U_НОМ U_РАБ,, кВ, (5.20)

где U_НОМ - номинальное первичное напряжение трансформатора, кВ;

U_РАБ - рабочее напряжение РУ, к шинам которого подключается трансформатору напряжения, кВ.

- По нагрузке вторичной цепи или на соответствие классу точности:

S_2HОМ S_2РАСЧ, ВА, (5.21)

где S_2HОМ - номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора напряжения в соответствующем классе точности, ВА;

S_2РАСЧ - мощность, потребляемая измерительными приборами, подклеенными к трансформаторам напряжения, ВА.

Характеристика трансформаторов напряжения представлен в таблице 6.1

Таблица 6.1-Характеристика трансформаторов напряжения

Тип ТН	Uном ,кВ	Uном1 ,кВ	Uном2, В	Uном.доп, В	Sном, ВА(0.5)	Sпред, ВА
ЗНОМ-35-У1	35	27,5	100/	100/3	150	1200

Предельная мощность S_ПРЕД =2000ВА; номинальное напряжение основной вторичной обмотки U_НОМ2 =100/В; номинальное напряжение дополнительной вторичной обмотки U_{НОМ.ДОП} =100В.

6.5 Выбор и проверка шин

I_{СН.РАБ.MAX} = 1008 А.

Шины выбираем по длительно допустимому току

1040А > 1008 А.

Выбираем провод 2 х АС-185.

Проверяем провод по термической стойкости (5.18):

.

Проверяем по условию отсутствия коронирования (5.19):

Так как 0,9 · 30.25 = 27.22кВ/см > 1,07 · 2.25 = 2.41кВ/см, условие проверки выполняется.

7. ВЫБОР И ПРОВЕРКА КОММУТАЦИОННО-ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ НА СТОРОНЕ 10 КВ

7.1 Выбор и проверка высоковольтных выключателей и разъединителей

В проекте предусмотрена замена масляных выключателей марки ВМП на вакуумные выключатели серии ВВ/TEL фирмы «Таврида - электрик»

Выключатели вакуумные серии BB/TEL предназначены для коммутации электрических цепей с изолированной нейтралью при нормальных и аварийных режимах работы в сетях переменного тока частоты 50 Гц с номинальным напряжением U = 6 - 10 кВ.

Вакуумный выключатель BB/TEL иметт теже габориты, что и ВМП поэтому будт устанавливаться новый выключатель в эту же ячейку марки К-59М.

Выключатели и разъединители выбираем по условиям (5.1)-(5.10).

К установке принимаем выключатель марки ВВ / TEL -10-20 / 630 - У2.

Устанавливаем разъединитель марки РНДЗ -1-35 / 1000 -У2.

Характеристика выключателя и разъединителя приведена в приложении В таблица В.1.

7.2 Выбор ограничителей перенапряжения

ОПН выбираем по условию(5.11).

Устанавливаем ОПН марки ОПНП-10.

7.3 Выбор и проверка трансформаторов тока

Выбираем трансформатор тока по условию (5.12)-(5.16).

Выбираем встроенные трансформаторы тока ТПЛ-10,ТОЛ-10-1,ТЛМ-10.

Характеристика трансформатора тока представлена в положении В таблица В.2

7.4 .Выбор и проверка трансформаторов напряжения

Выбираем трансформаторов напряжения по условию (5.20)-(5.21).

Выбираем трансформатор напряжения марки НАМИ-10-УХЛ2.

Характеристика трансформатора напряжения представлен в таблице 7.1.

Таблица 7.1 - Характеристика трансформатора напряжения

Тип ТН	Uном ,кВ	Uном1 ,кВ	Uном2, В	Uном.доп, В	Sном, ВА(0.5)	Sпред, ВА
НАМИ-10-УХЛ2	10	10	100	100/3	120	1000

7.5 Выбор и проверка шин

В закрытых распределительных устройствах (РУ) сборные шины выполняют жесткими алюминиевыми шинами.

Выбираем однополюсные алюминиевые шины марки АДО прямоугольного сечения размером a x b = 6 · 80 мм².

I_{НН.РАБ.MAX} = 286,6А.

-Шины выбираем по длительно допустимому току:

1058А > 286,6А.

-Проверяем по термической стойкости по (6.18.):

-Проверим по электродинамической стойкости:

У_доп ? у_доп , (7.1)

где у_доп =40 МПа - допустимое механическое напряжение в материале из табл. 18 [1];

у_расч - механическое напряжение, возникающее в шинах:

где l - расстояние между соседними опорными изоляторами, м;

а - расстояние между осями шин соседних фаз, м; а = 0,25 м.

i_уд - ударный ток трехфазного короткого замыкания, кА;

W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, м².

Момент сопротивления однополюсных прямоугольных шин при расположении их плашмя

(7.3)

где b и h - толщина и ширина шины, м;

40МПа > 5.86МПа.

Условие выполняется.

8. РАСЧЕТ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

Приемниками электроэнергии собственных нужд (СН) подстанций являются: электродвигатели системы охлаждения трансформаторов; устройства обогрева шкафов распределительных устройств с установленными в них аппаратами и приборами; электрическое освещение и отопление помещений и освещение территории подстанций. Наиболее ответственными приемниками СН являются устройства системы управления, релейной защиты, сигнализации, автоматики и телемеханики. Поэтому потребители собственных нужд относятся к 1-ой категории надежности .

Для питания оперативных цепей может применяться переменный и постоянный ток. Для питания оперативных цепей постоянным током предусматривается установка аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядительного агрегата типа ВАЗП.

Питание потребителей СН электроустановок может быть индивидуальным, групповым и смешанным. Наиболее рациональным является смешанное питание, при котором ответственные потребители питаются по индивидуальным кабелям непосредственно от шин СН, а остальные -- от групповых щитков и сборок.

К шинам СН кроме постоянных потребителей могут подключаться также различные передвижные устройства (подстанции, испытательные станции, установки масляного хозяйства).

На подстанциях с двумя ТСН мощность каждого трансформатора должна обеспечить (с учетом его перегрузочной способности) питание всех потребителей СН, включая устройства подогрева высоковольтной аппаратуры.

8.1 Определение расчетных нагрузок

Определяем расчетную нагрузку по формулам:

(8.1)

, (8.2)

где коэффициент одновременности.

tg ц - соответствует cos ц данной группы электроприемников.

Полная расчетная мощность:

.кВА. (8.3)

Определим основные нагрузки потребителей собственных нужд и приведем в приложении Г таблицу Г.1

Сумма расчетных мощностей:

8.2 Расчет освещения

Для рабочего освещения помещений совмещенное с общеподстанционным пунктом управления (ОПУ) применяются светодиодные светильники Lighting Technologies - PRIZMA/S 300 4000K мощностью 17.0 Вт в количестве 4 единиц, TechnoLux TL1002242 TL 10W-02EL мощностью 87 Вт в количестве 11 единиц. Крепление светильников потолочное на высоте 2,5 метра. Для рабочего освещения помещений КРУН - 10 применяются светодиодные светильники 3F Filippi 11346 Fil 180 1x36 HF мощностью 36 Вт в количестве 15 единиц. Крепление светильников потолочное на высоте 2,5 метра.

Аварийное освещение выполняется светодиодным светильником Lighting Technologies TOTEM 250 мощность 3,6 Вт в количстве 5 штук, монтируемых над дверными проемами.

Питание осветительной нагрузки осуществляется от шин 0,4 кВ собственных нужд подстанции.

8.3 Выбор трансформаторов собственных нужд

Мощность для питания собственных нужд переменного тока определяют суммированием присоединенной мощности всех потребителей. Для подстанции переменного тока мощность собственных нужд можно принять равной от 0.5% до 0.7% мощности на тягу поездов.

На подстанциях устанавливают по два ТСН с вторичным напряжением 380/220, работающих с глухозаземленной нейтралью. На подстанции переменного тока ТСН присоединяют к шинам РУ-27.5 кВ.

При определении мощности ТСН, исходят из того, что один трансформатор должен обеспечить всю нагрузку собственных нужд (СН), а второй трансформатор находится в резерве:

S_ном.Т S_{Соб.Нужд}, (8.4)

где S_ном.Т - номинальная мощность ТСН, кВА;

S_{Соб.Нужд} - мощность потребителей СН, кВА.

Мощность, расходуемая на СН подстанции, определяется по выражению:

S_{Соб.Нужд} =0.005 S_тяг +S_АБ+S_р, кВА, (8.5)

где S_тяг=37910кВА мощиность на тягу поездов по расчету (2.2);

S_АБ = 160кВА - номинальная мощность трансформатора, питающего устройства автоблокировки,

S_{Соб.Нужд} =0.005·37910 + 160+45,44 = 394кВА.

Согласно условию (6.4) принимаются два трансформатора СН ТМГ - 400/27.5/0,4 с номинальной мощностью 400 кВА и номинальным напряжением обмоток U_В.ТСН=27.5 кВ; U_Н.ТСН=0.4 кВ.

8.4 Выбор панелей собственных нужд

Панели собственных нужд ПСН предназначены для ввода и распределения электроэнергии переменного тока от силового трансформатора собственных нужд мощностью до 1000 кВА на эл. станциях, подстанциях и энергообъектах напряжением 35-750 кВ. ПСН по виду конструкции представляют собой щиты панельного и шкафного исполнения, двухкаркасные, двухстороннего обслуживания с установкой на полу. На верхнем съемном каркасе расположены сборные шины щита ПСН и измерительные приборы устанавливаемые на дверцах.

В рабочей зоне нижнего каркаса размещены автоматические выключатели с органами управления, расположенными на дверях. Ряды зажимов, переходные шинки, элементы коммутации размещены со стороны монтажа. На дверях размещены также сигнальные лампы положений автоматических выключателей.

Панели ПСН поставляться с автоматическими выключателями .

Выбираем для установки 2 панели ПСН 1103 на ток 630 А, обеспечивающие ввод, одну панель ПСН 1105 обеспечивающую секционную связь 2 трансформаторов мощностью до 250 , и две панели ПСН 1111 на ток 100 А для отходящих линий.

9. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

Релейную защиту выполняем на микропроцессорной базе.

Основные отличия микропроцессорных устройств РЗА:

- точность параметров в течение всего срока службы (уменьшение ступеней селективности, увеличение межпроверочных интервалов);

- объединение функции измерений, управления, накопления и отображения информации (все в одном - отсюда название «терминал»). В идеале - отсутствие других реле в ячейке;

- постоянная самотестируемость ( резкое снижение трудозатрат на проверки);

- легкая адаптация на конфигурацию, необходимую пользователю (настраиваемость);

- возможность работы в системе АСУТП в качестве звена нижнего уровня (дистанционный доступ к устройству);

- большая информативность при срабатывании;

- изменение требований к квалификации персонала с одновременным ростом престижности труда (работа с клавиатурой и экраном, компьютером);

- низкая мощность потребления по цепям питания и измерения;

- малые габариты и вес - удобное размещение.

Расчёт защиты силовых трансформаторов

В соответствии с ПУЭ для силового трансформатора 40 МВА должны выполняться следующие виды защит: дифференциальная токовая и газовая, которые используются в качестве основных защит; МТЗ, используемая в качестве резервной и защита от перегрузки с действием на сигнал.

Для защиты силовых трансформаторов используем блок «Сириус - Т3».

Устройство микропроцессорной защиты «Сириус - Т3» предназначено для выполнения функций основной защиты трехобмоточного трансформатора с высшим напряжением 35 - 220 кВ. Содержит ступени подменных МТЗ высшей, средней и низшей сторон трансформатора, которые выполнены с внешним комбинированным пуском напряжения.

Функции защиты, выполняемые устройством:

- двухступенчатая дифференциальная токовая защита трансформатора;

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

- двухступенчатая МТЗ средней стороны трансформатора с возможностью комбинированного пуска по напряжению от стороны среднего напряжения;

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

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

Произведём расчёт защит трансформатора:

1) Дифференциальная защита трансформатора

Дифференциальная защита применяется для защиты обмоток трансформаторов от КЗ между фазами и на землю (бак трансформатора). Она защищает от междуфазных КЗ и замыканий на землю не только обмотки трансформатора, но и вводы и ошиновку в пределах между трансформаторами тока, устанавливаемых со всех сторон защищаемого трансформатора.

Принцип действия дифференциальной защиты трансформаторов основан на сравнении величины и направления токов до и после защищаемого трансформатора.

Все расчеты и формулы представлены в таблице 9.1

Таблица 9.1- Расчет вторичных токов по полному диапазону регулирования

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение для стороны
		115кВ	27,5кВ	10,5кВ
Первичный ток защищаемого транс-ра, А
Коэффициент трансформации ТА	nТ	120	200	200
Схемы соединения ТА			Y	Y
Вторичный ток на сторонах защиты, А
Размах РПН, %	ДUРПН	16%

а) Дифференциальная отсечка

Выбору подлежит:

относительное значение уставки срабатывания отсечки

I_ДИФ/I_НОМ,

где I_ДИФ - дифференциальный ток;

I_НОМ - номинальный вторичный ток сторон трансформатора.

Уставка должна выбираться из двух условий:

- отстройки от броска тока намагничивания силового трансформатора;

- отстройки от максимального первичного тока небаланса при переходном режиме расчетного внешнего КЗ.

Отстройка от броска намагничивания тока

При включении силового трансформатора со стороны ВН 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 5·=7. Отсечка реагирует на мгновенное значение дифференциального тока и на первую гармонику этого же тока. Уставка по мгновенному значению равна 2,5· I_ДИФ/I_НОМ. Минимально возможная уставка по первой гармонике I_ДИФ/I_НОМ =4, что соответствует 2,5·4 = 10 по отношению амплитуды к действующему значению или 10/=7 по отношению амплитуд. Сравнение полученных значений свидетельствует об отстройке 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 действующее значение первой гармоники равно 7·0,35=2,46. Следовательно, даже при минимальной уставке 4I_НОМ отсечка отстроена от бросков тока намагничивания и при реагировании на первую гармонику дифференциального тока.

Отстройка от тока небаланса при внешнем КЗ

При небольших предельных кратностях отечественных трансформаторов тока амплитуда тока небаланса может достигать амплитуды максимального внешнего КЗ. В этих условиях уставку дифференциальной отсечки выбирают по условию:

(9.1)

где k_НБ - отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитуде периодической составляющей тока внешнего КЗ.

K_н коэффициент надежности, равный 1,2;

I_{кз.ВН.max} - отношение тока внешнего расчетного кз к номинальному току трансформатора.

Если используются трансформаторы тока вторичным номинальным током 5 А, то можно принимать k_НБ =0,7, если 1 А, то k_НБ = 1,0;

Отстройка от срабатывания КЗ на стороне НН

;

.

Отстройка от срабатывания КЗ на стороне СН

;

.

Принимаем наибольшую уставку I_ДИФ/I_НОМ = 50 А.

в) Сигнализация небаланса в плечах дифференциальной защиты

Уставка по току выбирается меньше, чем минимальная уставка чувствительной ступени ДЗТ-2 (I_Д1/I_НОМ), а уставка по времени порядка нескольких секунд, что позволяет выявлять неисправности в токовых цепях дифференциальной защиты.

Рекомендуемые значения уставок

I_Д1/I_НОМ = 0.3 А;

Т=10 с.

2) Защита от перегрузки

Уставка сигнала перегрузки принимается равной

где k_н - коэффициент надежности, равный 1,05;

k_н - коэффициент возврата, равный 0,95;

Номинальный ток рекомендуется определять с учетом возможности увеличения его на 5 % (1+0,05=1,05) при регулировании напряжения.

сторона ВН:

Сторона СН:

Сторона НН:

3) Газовая защита

Газовая защита реагирует на повреждения внутри бака трансформатора, при которых происходит выделение газа или смеси масла с газом из бака в расширитель, а также и по другим причинам (междуфазные КЗ, межвитковые замыкания в обмотках, замыкание обмотки на корпус, пожар в стали магнитопровода и др.).

Газовая защита осуществляется реле с чашечковыми элементами типа РГЧЗ-66. Первая ступень газового реле более чувствительная, чем вторая, и действует на сигнал. Вторая ступень действует на отключение.

4) Максимальная токовая защита (МТЗ) трансформатора от внешних КЗ

МТЗ служит для защиты от токов внешних и внутренних КЗ и защищает первичную и вторичную обмотку. Эта защита относится к числу небыстродействующих, т.к. по условию избирательности всегда имеет выдержку времени. Для трансформаторов, снабженных специальными быстродействующими защитами от внутренних повреждений, МТЗ используют для защиты от внешних повреждений на случай отказа основной защиты или выхода ее из работы.

Выбор тока срабатывания МТЗ определяется по выражению

, (9.8)

где k_н - коэффициент надежности, обеспечивающий надежное несрабатывание защиты, путем учета погрешности реле с необходимым запасом, k_н =1,1;

k_в - коэффициент возврата, равный 0,95;

k_д.п. - коэффициент допустимой перегрузки, равный 1,4;

I_раб.max. = I_1ном.

Ток срабатывания защиты ВН

;

Ток срабатывания защиты СН

;

Ток срабатывания защиты НН

;

Время срабатывания защиты

t_сз = t_{сз.пред} + Дt,с, (9.9)

где t_{сз.пред} - время срабатывания предыдущей ступени, с;

Дt - ступень селективности, равная 0,5с;

t_{сз.пред} в нашем случае, это время срабатывания МТЗ фидеров 27,5; 10 кВ

t_МТЗ10 = 0,8 с;

t_МТЗ27,5 = 0,9 с.

Для обмотки 110 кВ берется максимальное время срабатывания сторон 10; 27,5 кВ

I_сзНН = 0,8 + 0,5 = 1,3 с;

I_сзСН = 0,9 + 0,5 = 1,4 с;

I_сзВН = 1,4+0,5=1,9 (с).

Расчет релейной защиты отходящих линий 10 кВ

Для защиты отходящих линий используем блок «Сириус - 2Л».

Терминал «Сириус - 2Л» предназначен для работы в качестве защиты воздушных и кабельных линий с изолированной или компенсированной нейтралью 6 - 35 кВ, а также трансформаторов, преобразовательных агрегатов.

Устройство обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:

- выполнение функций защит, автоматики и управление;

- ввод и хранение уставок защит, автоматики и управления;

- определения места повреждения линии (только для воздушных линий);

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

- самодиагностика в процессе работы.

Токовая отсечка (ТО) определяется по выражению

, (9.10)

где k_н - коэффициент надежности, равный 1,2;

I_к⁽³⁾ - максимальный ток трехфазного КЗ в конце защищаемой линии.

Максимальная токовая защита (МТЗ) определяется по выражению

, (9.11)

где k_зап - коэффициент запаса, учитывающий погрешность реле, неточность расчета, равный 1,1;

k_в - коэффициент возврата реле, равный 0,98;

I_раб.max - максимальный рабочий ток в линии.

Надежность защиты считается достаточной, если при к.з. в конце защищаемого участка k_н ? 1,5, а при КЗ в конце резервированного участка k_н ? 1,2.

 (9.12)

где - максимальный ток короткого замыкания на шинах ТП

Коэффициент надежности защиты МТЗ в основной зоне определяется по выражению

, (9.13)

где I_к.min⁽²⁾ - минимальный ток двухфазного к.з. в конце защищаемой линии.

Избирательность защиты обеспечивается выбором выдержки времени по условию

t_сз = t_{сз.пред.} + Дt ,с, (9.14)

где t_{сз.пред.} - время срабатывания защиты предыдущей ступени.

Дt - ступень избирательности, в расчетах принимается 0,6 - 1 с для защит с

зависимой от тока к.з. характеристикой и 0,3 - 0,6 с для защит с независимой характеристикой времени срабатывания.

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

Рассчитаем уставки фидера 10 кВ (Ф-7):

;

29,8 > 1,5;

t_сз = 0,5_. + 0,3 = 0,8 с.

Аналогично рассчитываем уставки остальных фидеров 10 кВ, фидера ДПР и фидера ТСН. Результаты расчета сводим в таблицу 9.2.

Таблица 9.2- Расчет уставок фидеров 10 кВ и фидера ДПР

Фидер	Iк(3), кА	Iраб.max	Iсо, кА	Iсз, А	nТ	Kн	tМТЗ, с	tТО, с
Ф-5	1.6	140,23	11,98	157,4	300/5	54,9	1,0	0,1
Ф-7	4.9	46,7	13,24	52,4	300/5	181,3	0,8	0,1
Ф-10	9.4	88,82	15,12	99,7	300/5	109,3	0,9	0,1
ДПР	0,4	16	1,8	37,5	600/5	5	0,5	0,1

Расчет автоматическое включение резерва10 кВ

Устройство АВР предусматриваются для восстановления питания потребителей путем автоматического присоединения резервного источника питания, при отключении рабочего источника питания, приводящем к обесточиванию электроустановок потребителя.

Должны отвечать следующим основным требованиям:

- устройства АВР должны приходить в действие при исчезновении напряжения на шинах потребителей по любой причине (аварийное, ошибочное или самопроизвольное отключение выключателя рабочей линии);

- включение резервной линии должно происходить сразу после отключения рабочей, чтобы уменьшить длительность перерыва питания потребителей;

- действие АВР должно быть однократным, чтобы не допустить многократного включения резервного источника питания на неустранившееся к.з.;

- устройства АВР должны срабатывать только после отключения выключателя рабочей линии, чтобы исключить включение резервного источника на к.з. на неотключенной рабочей линии;

- отключение резервной линии в случае ее включения на неустранившееся к.з. должно быть ускоренным, т.е. релейная защита должна действовать без выдержки времени;

- устройства АВР не должны действовать при отсутствии напряжения на резервной линии.

Выдержка времени t_ОВ однократности включения от момента снятия напряжения с фидера ТСН, не должна превышать время включения выключателя резервной линии.

t_ОВ ? t_ВКЛ. + t_зап.,c, (9.15)

гдеt_вкл. - время включения выключателя резервной линии, равное 0,3 с;

t_зап. - время включения выключателя, равное 0,3 - 0,5 с.

t_ОВ = 0,3_. + 0,4 = 0,7с.

Расчет автоматического включения резерва (АВР) секционного выключателя 10 кВ.

Расчет напряжения срабатывания минимальных реле напряжения:

срабатывания микрореле минимального воздействия

U_ср1 = (0,25…0,4) • , (9.16)

Где К_U- трансформации

U_ср1 = = 40 В.

сНапряжение срабатывания максимального реле контролирующего присутствие напряжения дополнительно на резервном роднике источника определяется с условия отстойки от минимального рабочего напряжения.

U_ср2 = (0,65…0,7) • ; (9.17)

= = 65 В.

Время сработки АВР:

(9.18)

Где t_с.з- свободное время действия защиты с;

t_апв- по свободного времени АПВ, с;

- в зависимости начиная от типов выключений

t_с.р. = 1,3+ 0,2= 1,5 с.

10.ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Оценка затрат на производство работ

Полная сметная стоимость строительно-монтажных работ является обоснованием необходимого объема инвестиций (капитальных вложений). Стоимость строительно-монтажных работ определяется по укрепленным сметным нормативам, прайсам и стоимостным показателям объектов аналогов. Утвержденная смета является предельно-допустимой величиной инвестиций на весь период строительства.

Определение сметной стоимости на приобретение энергооборудования и работы составляется в виде приложении Д.

Затраты на демонтаж определяются по соответствующим ТЕРм и берутся в процентном соотношении к стоимости монтажных работ. В нашем случае принимаем 25%. Определение сметной стоимости на демонтаж электрического оборудования составляется в виде Приложение Е.

Для определения потребности в ресурсах при выполнении пусконаладочных работ применяются Территориальные единичные расценки на пусконаладочные работы. Смета затрат на пусконаладочные работы представлена в приложении Ж.

Пересчет проводится с помощью корректирующих коэффициентов, характеризующих цепные темпы инфляции по отдельным видам товаров, работ и услуг согласно МДС 81-35.2004 "Методика определения стоимости строительной продукции на территории РФ" и методическому пособию "Расчет сметной стоимости строительства объектов электроэнергетики" М. Б. Перовой, Ю. В. Воропановой.

Расчет прямых затрат:

Накладные расходы:

Расчет сметной прибыли:

Расчет стоимости строительно-монтажных работ:

Расчет затрат на приобретение основного и вспомогательного оборудования

Запасных частей:

Расходы на тару и упаковку:

Транспортные расходы:

Снабженческо - сбытовая наценка:

Расходы на комплектацию:

.

Заготовительно - складские расходы:

Расчет дополнительных затрат:

Расчет затрат на основное и дополнительное оборудование:

.

Расчет стоимости материалов

Сметная стоимость материалов, изделий и конструкций:

Расходы на тару и упаковку:

Транспортные расходы:

Заготовительно-складские расходы:

Сметная стоимость материалов, изделий и конструкций:

.

Расчет лимитированных затрат:

Лимитированные затраты находятся по следующей формуле:

Сметная норма затрат, учитывающая дополнительные затраты на временные здания и сооружения:

Дополнительные затраты строительной организации, связанные с перевозкой крупногабаритных и тяжеловесных грузов:

.

Дополнительные затраты строительной организации на осуществление добровольного страхования деятельности:

Затраты в НИОКР

Затраты, связанные с премированием за ввод в эксплуатацию в срок построенных объектов:

Сметная норма, учитывающая размер средств, отчисляемых на охрану объекта:

Затраты связанные с содержанием дирекции:

Расчет лимитированных затрат:

1484084 руб.

Полная стоимость объекта включает затраты на строительно-монтажные работы, затраты на приобретение и монтаж оборудования и прочие затраты.

Авторский надзор

Резерв средств на непредвиденные затраты

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В выпускной квалификационной работе рассмотрены вопросы связанные с реконструкцией устаревшего электрооборудования на тяговой подстанции «Шексна»110/27,5/10 кВ:

- выполнено обоснование реконструкции;

- рассчитаны силовые нагрузки;

-выбраны силовых трансформаторов подстанции;

-рассчитаны токи короткого замыкания;

- выбораны и проверены коммутационно-защитная аппаратуры на стороне 110;27.5;10 кВ;

-рассчитана релейная защита и автоматика силовых трансформаторов, отходящих присоединений, АВР;

-рассчитана сметная стоимость и приведено технико-экономическое обоснование реконструкции.

Релейная защита выполнена на микропроцессорном устройстве «Сириус», которое является многофункциональным и эффективным по сравнению с релейной защитой на основе электромеханических реле.

Выбранное оборудование тяговой подстанции позволяет существенно повысить надёжность электроснабжения потребителей, уменьшить сроки ремонтов и технического обслуживания электрооборудования, что позволит в будущем перевести подстанцию на дистанционное обслуживание.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Правила устройства электроустановок: Все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ-7. 3-й выпуск (с изм. и доп., по состоянию на 1 ноября 2016.). Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2016. 854 с., ил.

Стрельников, Н.А. Электроснабжение промышленных предприятий: учебное пособие / Н. А. Стрельников. - Новисибирск: НГТУ, 2013. - 100 с.

Старкова, Л.Е. Проектирование цехового электроснабжения: учеб. пособие / Л.Е. Старкова, В.В. Орлов. - 2-е изд.испр. и доп. Вологда.: ВоГУ, 2011. 172 с.

Немировский, А.Е. Электрооборудование электрических сетей, станций и подстанций / А.Е. Немировский, И.Ю. Сергиевская, Л.Ю. Крепышева.- 2-е изд.доп., - Москва: Инфа-Инженерия, 2018. - 148 с.

СП 52. 13330. 2011. Естественное и искусственное освещение. - Изд. офиц. - Москва, 2011. - 135 с.

Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. - 5-е изд., стер. Санкт-Петербург: БХВ-Петербург, 2013. 607 с.

Электротехнический справочник / Под ред. П.Г. Грудинского. - изд. 5. Москва: Энергия, 2015. 164 с.

ГОСТ 1983 - 2015. Трансформаторы напряжения / Введен 01.03.2017. - Москва: Стандартинформ, 2016. - 30 с.

Красник, В.В. Эксплуатация электрических подстанций и распределительных устройств: производственно-практическое пособие / В.В. Красник. - Москва: ЭНАС, 2012. - 317 с.

РТМ 36.1832.6-92. Указания по проектированию установок компенсации реактивной мощности в электрических сетях общего назначения промышленных предприятий. - Москва: Тяжпромэлектропроект, 2010.-67 с.

...