44061

Расчет преобразовательного агрегата

Дипломная

Коммуникация, связь, радиоэлектроника и цифровые приборы

Совместно с американскими специалистами были проанализированы достоинства и недостатки электроэнергетики России и США. Специалисты отрасли умели управлять ЕЭС и знали как её оптимально приспособить к рынку.

Русский

2013-11-10

2.27 MB

7 чел.

Введение.

Единая энергосистема ЕЭС России расположена на седьмой части территории Земли и охватывает восемь часовых поясов планеты. Уникальность электроэнергетики нашей страны обусловлена, прежде всего тем, что отрасль создавалась как единый технологический комплекс для одновременного электроснабжения более 70 регионов России, каждый из которых сопоставим с территорией многих европейских государств. Региональный принцип разделения генерирующих источников, связанных магистральными линиями электропередачи высокого напряжения, и единая система оперативно-диспетчерского управления обеспечили наилучшие в мире показатели безаварийной работы электроэнергетики страны.

Надёжность электроснабжения потребителей обеспечивалась параллельной работой всех электростанций на единую кольцевую электрическую сеть страны и поддерживалась путём постоянного обновления и наращивания мощностей электростанций, развития электросетевого хозяйства и прежде всего сооружения магистральных линий электропередачи. Экономичность ЕЭС обеспечивалась оптимизацией режимов её работы, что снижало издержки в тарифах на электрическую и тепловую энергию. В ланах развития электроэнергетики страны намечались увеличение пропускной способности линий электропередачи между зонами часовых поясов (в частности, на Дальний восток), строительство новых гидравлических (ГЭС) и атомных (АЭС) электростанций, а также внедрение новых газотурбинных технологий производства электроэнергии.

Работа всех электростанций страны на единую сеть обеспечивала надежность электроснабжения потребителей только при чётком действии систем автоматического управления электроэнергетикой, поскольку выход из работы любой электростанции или разрыв на каком- либо участке сети всегда приводит к отклонению режима работы от оптимального и может сопровождаться качаниями напряжения в ЕЭС, которые устраняются действием систем автоматики и защиты. По уровню непрерывного контроля и автоматизации процессов электроэнергетика сопоставима с работой систем управления самолётов при взлётах и посадках.

Многие европейские страны с относительно набольшими территориями проблему надёжного электроснабжения решали путём интенсивного развития электросетевого хозяйства, которое по протяжённости линий электропередачи на единицу площади во много раз превосходило этот показатель в нашей стране. Такой подход позволял строить параллельные радиальные электрические сети с автоматическим переключением потребителя к работающей сети, что обеспечивало надёжность электроснабжения. Этот высокозатратный способ построения систем электроснабжения был неприемлем для России с её обширными территориями, и поэтому у нас была создана единая кольцевая электроэнергетическая сеть с высокой степенью надёжности электроснабжения за счёт автоматического управления процессами в ЕЭС.

Совместно с американскими специалистами были проанализированы достоинства и недостатки электроэнергетики России и США. Эта совместная работа показала, что наша электроэнергетика более надёжна, менее затратная и позволяет экономично регулировать режимы работы энергосистем. Решающим фактором в оценке надёжности электроснабжения  явилось отсутствие в нашей стране крупных межсистемных аварий, которые возникали в США и сопровождались многочасовым обесточиванием крупных регионов страны.

Из проведенного анализа следовало, что при переходе России к рыночным отношениям ЕЭС страны должна быть сохранена как государственная структура, обеспечивающая максимальную надёжность электроснабжения народного хозяйства. Необходимости в акционировании отрасли не было, и такие идеи в руководстве ЕЭС даже не обсуждались. Специалисты отрасли умели управлять ЕЭС и знали, как её оптимально приспособить к рынку.

1.Определение мощности преобразовательного агрегата.

Действующее значение тока фидеров определяется по формуле (5) М.М. Гринберг-Басин

Iд.ф.=I п,где

- отношение общего времени хода поезда по фидерной зоне к времени его хода под током, равное 1,02 - 1,05.

Действующее значение тока фидеров для зон 1 и 3

Iд. ф.(1 и 3) =800∙=1290,6 А

Действующее значение тока фидеров для зон 2 и 4

Iд. ф.(2 и 4) =1200∙=1935,9 А

Средний ток фидера определяется по формуле (7) М.М. Гринберг-Басин

Iср.ф =I пNф /2

Средний ток фидера для зон 1 и 3

Iср.ф (1 и 3) =800∙3 /2 = 1200 А

Средний ток фидера для зон 2 и 4

Iср ф (2 и 4) =1200∙3 /2 = 1800 А

Действующие значение тока подстанции определяется по формуле (8) М.М. Гринберг-Басин

Iд. т п. =

Iд. т п. == 6121 А

Необходимая мощность на тягу поездов определяется по формуле (1) М.М. Гринберг-Басин

Sт = 1,05 ∙ Udн Iд.тп, где

 Udн - номинальное выпрямленное напряжение на шинах подстанции, равное 3,3 кВ;

Iд.тп – действующее значение выпрямленного тока подстанции, А.

Sт =1,05 ∙ 3,3 ∙ 6121=21209,27 кВА

Расчётное количество преобразовательных агрегатов определяется по формуле (2) М.М. Гринберг-Басин

Nрасч=Iд.тп/Idн , где

Idн- номинальный выпрямленный ток преобразовательного агрегата по каталогу, А.

Полученное значение Nрасч округляют до целого значения Nв большую сторону, если дробная часть составляет 10% и более от целого числа Nрасч, и в меньшую сторону, когда дробная часть меньше 10%.

Nрасч=6121/3150=1,94

Принимаем количество преобразовательных агрегатов равное двум.

Выбираем выпрямитель типа ТПЕД-3150-3,3к-у1, работающий по трёхфазной мостовой схеме выпрямления. Необходимая мощность преобразовательного трансформатора (3) М.М. Гринберг-Басин

Sн.трSт/N = 21209,27/2 = 10604,63 кВА

Выбираем преобразовательный трансформатор типа ТРДП-12500/10ЖУ1, номинальная мощность которого

Sн.тр =11400 кВА.

2. Определение мощности трансформатора собственных нужд.

При определении мощности ТСН исходят из того, что один трансформатор должен обеспечить всю нагрузку собственных нужд (14) М.М. Гринберг-Басин

Sн.трSсн , где

Sсн – максимальная мощность потребителей собственных нужд, кВА.

Мощность для питания собственных нужд определяют суммированием присоединённой мощности всех потребителей. Мощность собственных нужд можно принять

Sсн =0,8-1,2%S т+SАБ +SБМ, где

SАБ =100 кВА- мощность необходимая для питания цепей автоблокировки;

SБМ=20 кВА- мощность необходимая для питания базы масляного хозяйства.

Sсн =0,012∙21209,27 +100 +20=374,51 кВА

Выбираем трансформатор типа ТМ-400/10 Sном.ТСН =400 кВА

 

3. Расчёт мощности подстанции.

Расчёт максимальной полной мощности потребителей

Для каждого потребителя, который будет питаться от проектируемой подстанции определяем максимальную активную мощность по формуле (6.6) В.С. Почаевец:

Рмаксуст·· Кс, где

Руст- установленная мощность потребителя, кВт;

Кс-коэффициент спроса, учитывающий режим работы потребителя, загрузку и к.п.д. оборудования, одновременность его включения.

Рмакс1 =3000·0,45=1350 кВт

Рмакс2 =14000·0,45=6300 кВт

Рмакс3 =2000·0,52=1040кВт

Рмакс4 =2200·0,3=660кВт

Рмакс5 =1800·0,36=648кВт

Для каждого потребителя определяем максимальную реактивную мощность по формуле (6.7) В.С. Почаевец:

Qмаксмакс·tgf, где

tgf –тангенс угла f,определяется по заданному cos f.

Qмакс1 =1350·0,395=533,3кВар

Qмакс2 =6300·0,426=2683,8кВар

Qмакс3 =1040·0,426=443,04кВар

Qмакс4 =660·0,426=281,4кВар

Qмакс5=648·0,426=276,05кВар

На основании максимальных мощностей потребителей и типовых графиков строятся графики активных нагрузок потребителей и график суммарного потребления.

Выбираем максимальные суммарные значения мощностей

Часы

Потребители 35 кВ

Потребители 10 кВ

Р макс1

Р макс2

Р макс3

Рмакс4

Рмакс5

%

кВт

%

кВт

%

кВт

%

кВт

%

кВт

35кВт

10кВт

0-1

70

945

50

3150

68

707,2

35

231

35

226,8

4095

1165

1-2

82

1107

45

2835

70

728

34

224,4

35

226,8

3942

1179,2

2-3

72

972

38

2394

68

707,2

33

217,8

35

226,8

3366

1151,8

3-4

85

1147,5

30

1890

65

676

32

211,2

35

226,8

3037,5

1114

4-5

78

1053

32

2016

68

707,2

30

198

35

226,8

3069

1132

5-6

80

1080

30

1890

70

728

32

211,2

35

226,8

2970

1166

6-7

82

1107

37

2331

68

707,2

35

231

35

226,8

3438

1165

7-8

75

1012,5

45

2835

82

852,8

62

409,2

75

486

3947,5

1748

8-9

95

1282,5

80

5040

95

988

92

607,2

100

648

6322,5

2243,2

9-10

96

1296

100

6300

100

1040

100

660

100

648

7596

2348

10-11

97

1309,5

90

5670

98

1019,2

90

594

95

615,6

6979,5

2228,8

11-12

95

1282,5

68

4284

97

1008,8

75

495

80

518,4

5566,5

2022,2

12-13

93

1255,5

73

4599

95

988

70

462

50

324

5854,5

1774

13-14

95

1282,5

90

5670

98

1019,2

90

594

75

486

6952,5

2099,4

14-15

92

1242

87

5481

92

956,8

85

561

90

583,2

6723

2101

15-16

90

1215

60

3780

88

915,2

78

514,8

85

550,8

4995

1980,8

16-17

93

1255,5

63

3969

90

936

75

495

75

486

5224,5

1917

17-18

100

1350

70

4410

92

956,8

82

541,2

80

518,4

5760

2016,4

18-19

97

1309,5

62

3906

88

915,2

80

528

90

583,2

5215

2026

19-20

100

1350

50

3150

87

904,8

70

462

85

550,8

4500

1917,6

20-21

95

1282,5

55

3465

87

904,8

72

475,2

100

648

4747,5

2027,4

21-22

93

1255,5

85

5355

82

852,8

78

5148

95

615,6

6610,5

1983,2

22-23

90

1215

77

4851

72

748

55

363

65

421,2

6066

1533

23-24

70

945

70

4410

70

728

38

250

55

356,4

5355

1335,2

∑Рмакс.расч.35=7596 кВт.

∑Рмакс.расч 10=2348 кВт.

Суммарная максимальная активная мощность потребителей 35 кВ

∑Рмакс.35макс1макс 2

∑Рмакс35=1350+6300=7650кВт

Суммарная максимальная реактивная мощность потребителей 35 кВ

Qмакс 35=Qмакс1+Qмакс2

Qмакс 35=533,3+2683,8=3217,1кВАР

Суммарная максимальная активная мощность потребителей 10 кВ

∑Рмакс10= Рмакс3макс4макс5

∑Рмакс10=1040+660+648=2348кВт

Суммарная максимальная реактивная мощность потребителей 10кВ

Qмакс10=Qмакс3+Qмакс4+Qмакс5

Qмакс10=443,04+281,16+276,05=1000,25кВАР

Рассчитываем коэффициент разновременности максимумов нагрузок проектируемой подстанции по формуле (6.8) В.С. Почаевец

Кр.м.=∑Рмакс.расч/∑Рмакс,где

∑Рмакс.расч.- суммарная максимальная мощность, определяемая по суммарному графику потребителей, кВт;

∑Рмакс- сумма максимальных активных мощностей потребителей, кВт.

Кр.м.35 =7596/7650=0,99

Кр.м.10 =2348/2348=1

Максимальная полная мощность всех потребителей  с учётом потерь  в сетях и понижающих трансформаторах потребителей определяется по формуле (6.14) В.С. Почаевец

Sмакс= Кр.м.∙ (1+(Рпост.пер.)/100) ∙, где

Кр.м.- коэффициент разновременности максимумов нагрузок подстанции;

Рпост.- постоянные потери, принимаемые 2%;                                                    

Рпер.- переменные потери, принимаемые 8%.

Sмакс35= 0,99 ∙ (1+(2+8)/100) ∙=9036 кВА

Sмакс10= 1 ∙ (1+(2+8)/100) ∙=2806 кВА

Максима полная мощность на шинах 35 кВ.

Sш35=Sмакс.р-н.

Sш35=9036 кВА

Максимальная полная мощнотсь на шинах 10 кВ определяется по формуле (8.28) В.С.Почаевец

Sш10=(NS ном.т .+Sмакс. р-н. +S тсн.) ∙ Кр, где

К р.- коэффициент разновременности тяговой и нетяговой нагрузок РУ-10 кВ,  равный 0,95-0,98;

S тсн- номинальная мощность одного ТСН, кВА;

Sмакс. р-н.- максимальная мощность районной нагрузки  с учётом потерь в сетях и трансформаторах, кВА;

S ном.т .- номинальная мощность преобразовательного трансформатора, кВА;

N- количество преобразовательных трансформаторов.

Sш10=(2∙11400+2806 +400) ∙ 0,96=24965,76 кВА

При трёхобмоточных трансформаторах с первичным напряжением 110 кВ и вторичными- 10 и 35 кВ суммарная максимальная нагрузка первичной обмотки определяется по формуле (6.16) В.С. Почаевец

Sмакс. расч.110=(Sш10+Sш35) ∙Кр, где

Кр.- коэффициент разновременности максимумов нагрузок вторичных обмоток трансформаторов, равный 0,9-0,95

Sш10-максимальная мощность на шинах 10 кВ;

Sш35-максимальная мощность на шинах 35 кВ.

Sмакс. расч.110=(24965,76+9036) ∙ 0,95=32301,67 кВА

При наличии потребителей первой категории на подстанции устанавливается два и более трансформаторов, номинальная мощность которых определяется по формуле (6.13) В.С. Почаевец

Sном.т. Sмакс.расч.110/1,4∙ (n-1), где

1,4-коэффициент допустимой перегрузки трансформатора;

n-количество трансформаторов.

Sном.т. ≥32301,67/1,4 ∙ (2-1)=23072,62 кВА

По результатам расчёта выбираем трансформатор типа:

ТДТН-25000/110-76У1

Мощность, кВА

Uном,кВ

Uср,кВ

Uк,%

25000

ВН

СН

НН

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

110

35

10

115

38,5

11

10,5

17

6

Мощность подстанции определяется с учётом мощности транзита электроэнергии через подстанцию по формуле (6.18) В.С. Почаевец

Sт.п .= (nSном.т.+∑Sтранз.)∙ Кр, где

.Sтранз - суммарная мощность подстанций, питающихся транзитом через РУ проектируемой;

Кр - коэффициент разновременности максимумов нагрузок проектируемой и смежных подстанций, питающихся транзитом через РУ проектируемой, принимаемый 0,6-0,8

 Sт.п .= (2∙25000+50000)∙ 0,8=80000 кВА

4. Расчёт токов короткого замыкания.

4.1.Составление схемы замещения цепи короткого замыкания

Расчёт относительного сопротивления до точки к.з. выполняется в следующей последовательности:

1.составляют расчётную схему цепи к.з.

2.составляют по расчётной схеме эквивалентную схему замещения цепи к.з.

3.рассчитывают относительные сопротивления элементов цепи к.з.,

указанных на схеме замещения.

4.преобразуя схему замещения в соответствии с правилами, получают результирующие относительного сопротивления цепи к.з.

Составленная расчётная схема (рис 1) представляет собой упрощённую электрическую схему, на которой указываются только те элементы, сопротивления которых учитываются в расчётах. Рядом с каждым элементом проставляются исходные параметры, необходимые для расчёта его сопротивления. На схеме указываются все точки к.з. в которых необходимо произвести расчёт токов к.з.

По расчётной схеме составляется схема замещения (рис 2). Все элементы расчётной схемы заменяются их сопротивлениями. Каждое сопротивление обозначается дробью, в числителе которой указывается порядковый номер  элемента цепи, в знаменателе - его относительное сопротивление.

                                                                                                                                                                                                         Рис. 1

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              

 


                                                                                                  Рис. 2

4.2. Расчёт относительных сопротивлений до шин тяговой подстанции.

Принимаем Sб=100 МВА и рассчитываем все сопротивления схемы замещения при этой базисной мощности.

Относительное базисное сопротивление системы до шин районных подстанций РП 1 и РП 2 определяется по формуле (2.36) В.С. Почаевец

Относительные базисные сопротивления линий при напряжении 115 кВ определяются по формуле (2.33) В.С. Почаевец.

, где

X0=0,4 Ом/км-сопротивление воздушной линии напряжением 6-220 кВ;

L-длина линии;

Uср- средние линейное напряжение .

Относительное базисное сопротивление трансформаторов расчётной подстанции определяется по формуле (2.29) В.С. Почаевец

, где

Uк- напряжение короткого замыкания в %;

Sном.т- номинальная мощность силового трансформатора.

Результаты расчётов проставляют на схеме замещения (рис 2)

Пользуясь формулами преобразования (таблица 2.2 В.С. Почаевец) заменяем X*б4 , X*б2 , X*б3 соединённые в треугольник на X*б13 , X*б14 , X*б15 соединённые в звезду; X*б5 , X*б6 на X*б12; X*б8 , X*б10 на X*б16; X*б9 , X*б11 на X*б17.

 

Полученные результаты проставляем на схему преобразования (рис. 3), сопротивления Х*б1*б2 переносим на схему без изменений

Рис. 3

Упрощаем полученную схему, заменив последовательные сопротивления Х*б1, Х*б13 на Х*б18; Х*б14, Х*б13, Х*б7 на Х*б19

Полученные результаты проставляем на схему преобразования (рис 4), Х*б15, Х*б16, Х*б17 переносим без изменения.

Рис. 4

Упрощаем полученную схему, заменив Х*б18, Х*б19 на Х*б20

Полученный результат проставляем на схему (рис 5), Х*б15; Х*б16; Х*б17 переносим без изменения.

Рис. 5

Определяем относительное базисное сопротивление до точки К 1:               

Определяем относительное базисное сопротивление до точки К 2:

Определяем относительное базисное сопротивление до точки К 3:               

 

4.3 Расчёт токов и мощности короткого замыкания.

Определяют базисный ток по формуле (2.23) В.С. Почаевец

Определяют действующее значение тока к.з. по формуле (2.38) В.С. Почаевец

, где

Iб-базисный ток;

Х- относительное базисное сопротивление до точки.

Определяют ударный ток iу и его действующее значение Iу по формулам (2.15) и (2.19) В.С. Почаевец

            

Определяют мощность трёхфазного к.з. по формуле (2.35) В.С. Почаевец

Расчёт токов и мощностей к.з. в точках К 1, К 2, К 3 сведём в таблицу № 1.

Точки к.з.

Расчёты

К 1

(Uср=115 кВ)

кА

кА

кА

кА

мВА

            К 2

(Uср=10,5 кВ)

кА

кА

кА

кА

мВА

            

К 3

(Uср=37 кВ)

кА

кА

кА

кА

мВА

Таблица №1

Максимальный ток к.з. на шинах 3,3 кВ определяется по выражению (8.37) В.С. Почаевец

, где

Id.ном- номинальный ток выпрямителя, А;

N- количество преобразователей на подстанции;

Sном.т- номинальная мощность преобразовательного трансформатора, кВА;

Sк- мощность к.з. на шинах от которых получают питание преобразовательные агрегаты, кВА;

Uк- напряжение к.з. преобразовательного трансформатора,%.

А

4.4. Расчёт тепловых импульсов для характерных точек.

Рассчитываем тепловые импульсы для характерных точек по формуле (2.70) В.С. Почаевец

, где

Iк- ток короткого замыкания, кА;

tоткл.- время отключения оборудования;

Та- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. Можно принимать в расчётах Та равную 0,05 с.

Расчет тепловых импульсов будем производить с помощью рисунка 6. Сведём расчет тепловых импульсов в таблицу № 2

                                                                                          Рис. 6

Таблица № 2

Характерные точки

Вк 1

Вк 2

Вк 3

Вк 4

Вк 5

Вк 6

Вк 7

Вк 8

Время отключения, с.

2,5

2

1,5

1

0,5

1,5

1

0,5

Тепловой импульс, кА2∙с.

25,544

20,535

189,053

128,068

67,083

27,852

18,86

9,883

5. Расчёт максимальных рабочих токов сборных шин и присоединений

1. Вводы подстанции (6.19) В.С. Почаевец

, где

Кпр- коэффициент перспективы развития подстанции, равный 1,3;

Sтп- максимальная полная мощность трансформаторной подстанции, кВА;

Uном- номинальное напряжение на вводах.

А

2. Перемычка проходной подстанции (6.21) В.С  Почаевец

, где

Крн- коэффициент распределения нагрузки на шинах распределительного устройства, равный 0,5-0,7.

А

3. Первичная обмотка понижающего трансформатора (6.22) В.С. Почаевец

, где

Sном.т- номинальная мощность трансформатора, кВА;

Кпер- коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов, равный 1,5;

Uном1- номинальное первичное напряжение трансформатора кВ;  

А

4. Вторичные обмотки понижающего трёхобмоточного трансформатора (6.24) В.С. Почаевец

, где

Uном2- вторичное напряжение трансформатора, кВ

Вторичная обмотка среднего напряжения

А

Вторичная обмотка низшего напряжения

А

5. Сборные шины вторичного напряжения понижающих трансформаторов (6.25) В.С. Почаевец

Сборные шины РУ-35 кВ

А

Сборные шины РУ-10 кВ

А

6. Первичная обмотка ТСН (6.22) В.С. Почаевец

А

7. Первичная обмотка преобразовательного трансформатора

А

8. Вторичная обмотка преобразовательного трансформатора (таблица 14) М.М. Гринберг-Басин

, где

Idн- номинальный выпрямленный ток преобразователя.

А

9. Питающие линии потребителей (6.26) В.С. Почаевец

, где

Рмакс- максимальная активная мощность потребителя, кВа;

Uном- номинальное напряжение на сборных шинах  потребителей, кВ;

cos - коэффициент мощности потребителей.

Питающие линии потребителей от шин 35 кВ

А

А

Питающие линии потребителей от шин 10 кВ

А

А

А

10. Максимальные рабочие токи на шинах РУ-3,3 кВ

10.1. Главная плюсовая шина РУ-3,3 кВ тяговой подстанции постоянного тока (таблица 14) М.М. Гринберг-Басин

, где

N- число преобразовательных агрегатов;

Idн- номинальный выпрямленный ток преобразователя;

Крн- коэффициент распределения нагрузки на шинах, равный 0,8.

А

10.2. Запасная шина тяговой подстанции

, где

А

А

10.3 Минусовая шина тяговой подстанции постоянного тока

А

6. Выбор токоведущих частей и электрических аппаратов подстанции.

6.1. Выбор высоковольтных выключателей переменного тока.

Выбор высоковольтных выключателей производится по конструктивному выполнению и месту установки (наружная или внутренняя), по номинальному напряжению и току согласно условиям (5.9) В.С. Почаевец

Выбранный выключатель проверяется по току к.з. на динамическую стойкость:

По предельному периодическому току к.з. (5.10) В.С. Почаевец

, где

Iпр.с- эффективное значение периодической составляющей предельного сквозного тока к.з. по каталогу,  кА;

Iк- ток трёхфазного к.з., кА.

по ударному току к.з. (5.11) В.С. Почаевец

, где

iпр.с- амплитудное значение предельного сквозного тока к.з. по каталогу, кА;

iу- ударный ток к.з. кА.

на термическую стойкость

, где

Iт- предельный ток термической стойкости по каталогу, кА;

tт- время протекания тока термической стойкости по каталогу, с;

Вк- тепловой импульс тока к.з., кА2∙с.

Выбор высоковольтных выключателей для РУ-110 кВ

Выбор выключателей сведём в таблицу № 3

Таблица № 3

Присоединение

Тип аппарата

Соотношение каталожных и расчётных данных

Первичная обмотка тягового трансформатора

МКП-110М-630-20

Секционный

МКП-110М-630-20

Выбор высоковольтных выключателей для РУ-35 кВ

Выбор выключателей сведём в таблицу № 4

Таблица № 4

Присоединение

Тип аппарата

Соотношение каталожных и расчётных данных

Вводы 35 кВ

С-35М-630-10У1

Секционный

С-35М-630-10У1

Потребитель 1

С-35М-630-10У1

Потребитель 2

С-35М-630-10У1

Выбор высоковольтных выключателей для РУ-10 кВ

Выбор выключателей сведём в таблицу № 5

Таблица № 5

Присоединение

Тип аппарата

Соотношение каталожных и расчётных данных

Вводы 10 кВ

ВМПП-10-1600-20

Секционный

ВМПЭ-10-3200-20

Первичная обмотка преобразовательного

тр-ра

ВМПП-10-1000-20

ТСН

ВМП-10-630-20

Потребитель 3

ВМП-10-630-20

Потребитель 4

ВМП-10-630-20

Потребитель 5

ВМП-10-630-20

6.2 Выбор разъединителей.

Выбор разъединителей производится по конструктивному выполнению, количеству заземляющих ножей и месту установки (наружная или внутренняя), по номинальному напряжению и току согласно условию (5.9) В.С. Почаевец:

Выбранный разъединитель проверяется по току к.з. согласно условиям (5.10) В.С. Почаевец

по ударному току к.з.

, где

iпр.с- амплитудное значение предельного сквозного тока к.з. по каталогу, кА;

iу- ударный ток к.з. кА.

на термическую стойкость

, где

Iт- предельный ток термической стойкости по каталогу, кА;

tт- время протекания тока термической стойкости по каталогу, с;

Вк- тепловой импульс тока к.з., кА2∙с.

Выбор и проверка разъединителей РУ-110 кВ

Выбор и проверку разъединителей сведём в таблицу № 6

Таблица № 6

Присоединение

Тип аппарата

Соотношение каталожных и расчётных данных

Вводы 110 кВ

РНДЗ-2-110/630

Секционный

РНДЗ-1-110/630

Первичная обмотка силового

тр-ра

РНДЗ-2-110/630

ТН

РНДЗ-2-110/630

Выбор и проверка разъединителей РУ-35 кВ

Выбор и проверку разъединителей сведём в таблицу № 7

Таблица № 7

Присоединение

Тип аппарата

Соотношение каталожных и расчётных данных

Вводы 35 кВ

РНДЗ-2-35/630

Секционный

РНДЗ-1-35/630

ТН

РНДЗ-2-35/630

Потребитель 1

РНДЗ-2-35/630

Потребитель 2

РНДЗ-2-35/630

Выбор и проверка разъединителей РУ-10 кВ

Выбор и проверку разъединителей сведём в таблицу № 8

Таблица № 8

Присоединение

Тип аппарата

Соотношение каталожных и расчётных данных

Вводы 10 кВ

РВК-10/2000

Секционный

РВК-10/3000

Первичная обмотка преобразовательного тр-ра

РВЗ-10/1000

ТН

РВК-10/3000

ТСН

РВЗ-10/400

Потребитель 3

РВЗ-10/400

Потребитель 4

РВЗ-10/400

Потребитель 5

РВЗ-10/400

Выбор и проверка разъединителей РУ-3,3 кВ

Выбор и проверку разъединителей сведём в таблицу № 9

Таблица № 9

Присоединение

Тип аппарата

Соотношение каталожных и расчётных данных

Вторичная обмотка преобразовательного агрегата

РВК-10/3000

Фидер к.с.

РВКЗ-10/2000

6.3. Выбор шин.

Выбор шин и проводов  распределительных устройств осуществляется по максимальным рабочим токам, при которых температура нагрева не превышала бы 70 градусов. Для этого должно быть выполнено условие (4.5) В.С. Почаевец

IдопIраб.макс, где

Iдоп- длительно допустимый ток нагрузки токоведущей части;

Iраб.макс- максимальный рабочий ток выбираемого проводника.

Выбранные токоведущие части проверяются по  на электродинамическую стойкость.

Усилие действующее на шину на длине пролёта определяется по формуле (2.49) В.С. Почаевец

, где

iу- ударный ток при трёхфазном к.з., кА;

L- длина параллельных проводников, м;

-расстояние между осями проводников, м.

Рассматривая проводник как равномерно нагруженную многопролётную балку получим изгибающий момент, создаваемый ударным током.(2.50) В.С. Почаевец

Момент сопротивления при расположении прямоугольных проводников на ребро (2.52) В.С. Почаевец

,

при расположении плашмя

b- толщина шины, мм;

h- ширина, мм.

Электродинамическая стойкость проводников прямоугольной формы, закреплённых на изоляторах, определяется по механическому напряжению, возникающему при протекании ударного тока (2.51) В.С. Почаевец

, где

- это расчётное механическое напряжение в материале, мПа;

W- момент сопротивления, м3;

10-6- коэффициент перевода Па в МПа

Условие механическое стойкости проводников при протекании ударного тока (2.54) В.С. Почаевец

≤, где

- допустимое механическое напряжение в материале проводника, МПа.

Допустимое напряжение при изгибе принимают для медных шин-170 МПа, алюминевых-80 МПа, стальных-190 МПа.

Выбранные токоведущие части проверяются по току короткого замыкания на термическую стойкость.

Рассчитывается минимальное допустимое сечение q мин по формуле (2.74) В.С. Почаевец

, где

С- допустимая температура нагрева шин рабочими и кратковременными токами к.з.

Если сечение проводника предварительно выбрано по рабочему режиму, то он будет термически стоек, если выполняется условие (2.75) В.С. Почаевец

, где

q- выбранное сечение проводника, мм2.

Выбор сборных гибких шин для РУ-110 кВ

Для РУ-110 кВ применяют гибкие шины, выполненные проводами АС.

Для РУ-110 кВ выбираем провод АС-120, номинальное сечение которого 120/19 мм2; допустимая токовая нагрузка Iдоп=380 А который отвечает условию

380>347,594 А

Рассчитываем минимальное допустимое сечение

мм2

Проверяем по условию термической стойкости

мм2

Условие термической стойкости выполняется, шины термически стойкие.

Выбор сборных гибких шин для РУ-35 кВ

Для РУ-35 кВ применяют гибкие шины, выполненные проводами АС.

Для РУ-35 кВ выбираем провод АС-240, номинальное сечение которого 240/32 мм2; допустимая токовая нагрузка Iдоп=610 А который отвечает условию

610>578,035 А

Проверяем выбранные токоведущие части по току короткого замыкания на термическую стойкость.

Рассчитываем минимальное допустимое сечение

мм2

Проверяем по условию термической стойкости

мм2

Условие термической стойкости выполняется, шины термически стойкие.

Выбор сборных шин для РУ-10 кВ

Для РУ-10 кВ выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения  А-120×10, допустимая токовая нагрузка Iдоп=610 А которые отвечают условию

2070>2023,121 А

Проверяем на электродинамическую стойкость

Усилие действующее на шину на длине пролёта

Н

Изгибающий момент, создаваемый ударным током.(2.50) В.С. Почаевец

Н∙м

Момент сопротивления при расположении прямоугольных проводников на ребро

м3

Электродинамическая стойкость проводников закреплённых на изоляторах  мПА

Проверяем по условию механической стойкости проводников при протекании ударного тока

≤ мПА

Условие устойчивости шин выполняется, шины динамически устойчивы.

Проверяем выбранные токоведущие части по току короткого замыкания на термическую стойкость.

Рассчитываем минимальное допустимое сечение

мм2

Проверяем по условию термической стойкости

мм2

Условие термической стойкости выполняется, шины термически стойкие.

Выбор шин для РУ-3,3 кВ

При выборе шин для РУ-3,3 кВ необходимо учесть, что место подключения реактора к минусовой шине будет находиться между местами подключения к минусовой шине нулевых точек тяговых трансформаторов, поэтому выбор количества полос в шине будет производиться согласно схеме нагрузок (рис.6).

                                                                                      Рис. 6

Выбор главной плюсовой шины для РУ-3,3 кВ

Для РУ-3,3 кВ выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения  А-2×120×10, допустимая токовая нагрузка Iдоп=3200 А которые отвечают условию

А

Условие выбора шин выполняется.

Проверка шины на термическое и динамическое действие не производится учитывая быстродействие защиты от токов к.з. и отсутствия динамического взаимодействия между токоведущими частями  из-за большого расстояния.

Выбор запасной плюсовой шины для РУ-3,3 кВ

При выборе запасной шины для РУ-3,3 кВ необходимо учесть, что она выбирается исходя из максимального тока самого нагруженного фидера контактной сети, и выполняется в одну полосу.

Для РУ-3,3 кВ выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения  А-120×10, допустимая токовая нагрузка Iдоп=2070 А которые отвечают условию

, где

- максимальный ток самого нагруженного фидера контактной сети.

А

Условие выбора шин выполняется.

Выбор минусовой шины для РУ-3,3 кВ

Для РУ-3,3 кВ выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения  А-2×120×10, допустимая токовая нагрузка Iдоп=2070 А которые отвечают условию

А

Так-так реактор подключен между точками подключения нулевых точек трансформатора к минусовой шине и от точки подключения реактора к минусовой шине до отсоса, выбираем шины А 4×120×10 исходя из  А

6.4. Выбор изоляторов

Выбор изоляторов производится по роду установки (внутренняя или наружная) и напряжению (4.1) В.С. Почаевец.

, где

Uном - номинальное напряжение изолятора, кВ;

Uраб – номинальное напряжение установки, кВ;

Проходные изоляторы проверяют по номинальному току ( 4.2) В.С. Почаевец

,где

 Iном - номинальный ток токоведущего стержня изолятора, А;

Iраб. макс – максимальный рабочий ток.

Выбранные изоляторы проверяются на динамическую стойкость по условию (4.3) В.С. Почаевец

, где

Fрасч- наибольшая расчётная нагрузка;

Fразр- разрушающая нагрузка по каталогу;

0,6- коэффициент запаса прочности.

Наибольшая расчётная нагрузка (2.49) В.С. Почаевец

, где

iу- ударный ток при трёхфазном к.з., кА;

L- расстояние между соседними изоляторами, м;

-расстояние между осями шин соседних фаз, м.

На проходные изоляторы действует только половина нагрузки, приходящейся на длину пролёта, поэтому Fрасч необходимо умножить на 0,5 и определять по формуле (4.4) В.С. Почаевец

Проверка проходных изоляторов на термическую стойкость производится по условию (2.75) В.С.Почаевец

, где

q- сечение токоведущего стержня выбранного изолятора.  

Выбор изоляторов для РУ-110 кВ

Гибкие шины открытых РУ подстанций обычно крепят на гирляндах подвесных изоляторов. Количество подвесных изоляторов в гирлянде зависит от их типов и напряжения установки.

Выбираем гирлянду изоляторов по напряжению

110=110 кВ

Исходя из условия, выбираем гирлянду подвесных изоляторов ПС-70. Количество изоляторов в гирлянде при напряжении 110 кВ составляет 9 штук.

Выбор изоляторов для РУ-35 кВ

Выбираем гирлянду изоляторов по напряжению

35=35 кВ

Исходя из условия, выбираем гирлянду подвесных изоляторов ПС-70. Количество изоляторов в гирлянде при напряжении 35 кВ составляет 3 штуки.

Выбор опорных изоляторов для РУ-10 кВ.

Выбираем по напряжению

кВ

Выбираем опорный изолятор ОФ-10-375У3.

Проверяем на динамическую стойкость

Н.

Н

Выбранный изолятор проходит по динамической стойкости.

Выбор проходных изоляторов для РУ-10 кВ.

Выбор и проверку  проходных изоляторов сведём в таблицу № 10

Таблица № 10

Присоединение

Тип

Соотношение каталожных и расчётных данных

Вводы 10 кВ

ИП-10/2000-1250У1

Секционный

П-10/3200-3000

Первичная обмотка

преобразовательного

тр-ра

П-10/1000-2000

ТСН

П-10/400-750

Потребитель 3

П-10/400-750

Потребитель 4

П-10/400-750

Потребитель 5

П-10/400-750

Выбор опорных изоляторов для РУ-3,3 кВ

Выбираем по условию

кВ

Выбираем опорный изолятор ОФ-6-375У3

Выбор проходных изоляторов для РУ-3,3 кВ

Выбор и проверку  проходных изоляторов сведём в таблицу № 11

Таблица № 11

Присоединение

Тип

Соотношение каталожных и расчётных данных

Преобразовательный агрегат

П-10/1600-3000

Фидера к.с.

ИП-10/1600-1250У1

Реактор

ИП-10/3150-1250У1

6.5. Выбор трансформаторов тока.

Трансформаторы тока выбираются по месту установки (внутренняя или наружная), конструкции ( опорные, проходные, встроенные), назначению (для питания измерительных приборов или реле защит), номинальному напряжению и току первичной цепи согласно условиям (3.13) В.С. Почаевец:

, где

Iраб.макс- максимальный рабочий ток присоединения электроустановки, на котором устанавливают трансформатор тока.

Выбранный трансформатор тока проверяется по току к.з. на:

динамическую стойкость (3.14) В.С. Почаевец

, где

Кдин- коэффициент динамической стойкости по каталогу;

iу- ударный ток к.з. в месте установки трансформатора тока.

термическую стойкость (3.15) В.С. Почаевец

, где

Ктер- коэффициент термической стойкости по каталогу;

Вк- тепловой импульс тока к.з. В месте установки трансформатора тока;

tт- время термической стойкости по каталогу;

Iт- ток термической стойкости.

Выбор трансформаторов тока для РУ-110 кВ.

Выбор трансформаторов тока сведём в таблицу № 12

                                                         Таблица № 12

Присоединение

Тип

Соотношение каталожных и

       расчётных данных

Ремонтная перемычка

ТВ-110/18

Рабочая перемычка

ТФНД-110М

Первичная обмотка

силового тр-ра

ТВ-110/18

Выбор трансформаторов тока для РУ-35 кВ.

Выбор трансформаторов тока сведём в таблицу № 13

                                                      

  Таблица № 13

Присоединение

Тип

Соотношение каталожных и

         расчётных данных

Вводы 35 кВ

ТВ-35/10

ТФНД-35М

Секционный

ТВ-35/10

Потребитель 1

ТВ-35/10

ТФНД-35М

Потребитель 2

ТВ-35/10

ТФНД-35М

Выбор трансформаторов тока для РУ-10 кВ.

Выбор трансформаторов тока сведём в таблицу № 14

                                                       

 Таблица № 14

Присоединение

Тип

Соотношение каталожных и

         расчётных данных

Вводы 10  кВ

ТПОЛ

Секционный

ТПШЛ

ТСН

ТПЛ

Первичная обмотка

преобразовательного

тр-ра

ТПОЛ

Потребитель 3

ТПЛ

Потребитель 4

ТПЛ

Потребитель 5

ТПЛ

6.6. Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбирают по величине рабочего напряжения распределительного устройства согласно условию (3.3) В.С. Почаевец

, где

U1ном - номинальное первичное напряжение трансформатора, кВ;

Uраб – рабочее напряжение распределительного устройства, к шинам которого подключается трансформатор, кВ.

Выбранный трансформатор напряжения проверяют на соответствие классу

точности согласно условию (3.4) В.С.Почаевец

, где

S2ном- номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора в соответствующем классе точности, ВА;

S2расч- мощность, потребляемая измерительными приборами и реле, подключенными к трансформатору, ВА.

Мощность, потребляемая измерительными приборами и реле, подключенными к трансформатору определяется по формуле (3.5) В.С.Почаевец

, где

∑Рприб- сумма активных мощностей приборов и реле, Вт;

Qприб- сумма реактивных мощностей приборов и реле, Вар.

Активная и реактивная мощность приборов и реле определяется по известной общей мощности Sприб и коэффициенту мощности прибора.

Выбор трансформаторов напряжения для РУ-110 кВ

Выбираем трансформатор напряжения НКФ-110/57, который удовлетворяет условию

110=110 кВ

Выбранный трансформатор проверяется на соответствие классу точности.

S2ном= 400 ВА в классе точности 0,5.

Расчёт производим в таблице № 15

Таблица № 15

Прибор

Тип

Число катушек

напряжения

Число приборов

Мощность

одной катушки

Суммарная

мощность

∑Рприб

Qприб

Вольтметр

Э378

1

1

2

1

0

2

0

Счётчик активной

энергии

СА3У

2

2

4

0,38

0,93

6,08

14,88

Счётчик

реактивной

энергии

СР4У

3

2

4

0,38

0,93

9,12

22,32

Реле напряжения

СР4У

1

1

1

1

0

2

0

Итого

18,2

37,2

Определяем расчётную вторичную мощность по выражении

=  ВА

Условие проверки трансформатора на соответствие классу точности выполняется так как

ВА

Выбор трансформаторов напряжения для РУ-35 кВ

Выбираем трансформатор напряжения НОМ-35-66, который удовлетворяет условию

35=35 кВ

Выбранный трансформатор проверяется на соответствие классу точности.

S2ном= 150 ВА в классе точности 0,5.

Расчёт производим в таблице № 16

Таблица № 16

Прибор

Тип

Число катушек

напряжения

Число приборов

Мощность

одной катушки

Суммарная

мощность

∑Рприб

Qприб

Вольтметр

Э378

1

1

2

1

0

2

0

Счётчик активной

энергии

СА3У

2

2

4

0,38

0,93

6,08

14,88

Счётчик

реактивной

энергии

СР4У

3

2

4

0,38

0,93

9,12

22,32

Реле напряжения

СР4У

1

1

1

1

0

2

0

Итого

18,2

37,2

Определяем расчётную вторичную мощность по выражении

=  ВА

Условие проверки трансформатора на соответствие классу точности выполняется так как

ВА

Выбор трансформаторов напряжения для РУ-10 кВ

Выбираем трансформатор напряжения НТМИ-10-66, который удовлетворяет условию

10=10 кВ

Выбранный трансформатор проверяется на соответствие классу точности.

S2ном= 120 ВА в классе точности 0,5.

Расчёт производим в таблице № 17

Таблица № 17

Прибор

Тип

Число катушек

напряжения

Число приборов

Мощность

одной катушки

Суммарная

мощность

∑Рприб

Qприб

Вольтметр

Э378

1

1

2

1

0

2

0

Счётчик активной

энергии

СА3У

2

9

4

0,38

0,93

27,36

66,96

Счётчик

реактивной

энергии

СР4У

3

9

4

0,38

0,93

41,04

100,44

Реле напряжения

СР4У

1

1

1

1

0

1

0

Итого

71,4

167,4

Определяем расчётную вторичную мощность по выражении

=  ВА

Условие проверки трансформатора на соответствие классу точности выполняется так как

ВА

6.7. Выбор быстродействующих выключателей.

Быстродействующие выключатели выбираются по назначению(катодные или фидерные) по номинальному напряжению и току по условиям (8.35) В.С.Почаевец

Выбранные выключатели проверяют по отключающей способности по условию (8.36)

, где

Iном.откл.- номинальный ток отключения выключателя, А;

Кто- коэффициент токоограничения, учитывающий, что выключатель отключается раньше, чем ток к.з. достигает установившегося значения, принимается 0,6…0,7.

Iк.макс- максимальный ток к.з. на шинах РУ-3,3 кВ.

Выбор быстродействующих выключателей сведём в таблицу № 18

Таблица № 18

Присоединение

Тип

аппарата

Фидерный

ВАБ-49/1-3200/30-Л-УХЛ4

Катодный

ВАБ-49-4000/30-К-УХЛ4

На фидерах устанавливаем по два последовательно включенных выключателя для улучшения разрыва и гашения дуги.

6.8. Выбор аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядного агрегата.

 Выбор аккумуляторной батареи производится исходя из аварийного режима работы электроустановки, когда к постоянной нагрузке батареи добавляется нагрузка аварийного режима - аварийное освещение, устройства телемеханики и связи и др., которые в нормальном режиме работы питаются от шин собственных нужд переменного тока. При напряжении аккумуляторной батареи 220 В постоянная нагрузка составляет 10-20 А, нагрузка аварийного режима 10-15 А. Исходной величиной для выбора батареи является её ёмкость.

Составляем таблицу, в которой указываем токи всех присоединённых к батарее потребителей и присоединяемых к ней при аварийном режиме.

Таблица № 19

Потребители постоянного тока

Число  одновременно работающих

Ток  одного потребителя

Нагрузка

батареи

Длительная

Кратковрем.

Постоянно присоединённые приёмники

Лампы  положения выключателей,

разъединителей с моторным приводом

Устройства управления и защиты

Приёмники, присоединенные при аварийном режиме

Устройства телеуправления и связи

Аварийное освещение

Привод выключателя ШПЭ-33

43

0,065

2,797

15

 1,4

 10

 

244

Итого

29,195

244

Ток длительного разряда в аварийном режиме (10.6) В.С. Почаевец

, где

Iпост - ток постоянной нагрузки рабочего режима, А;

Iав- ток временной нагрузки, А.

А

Ток кратковременного разряда в аварийном режиме (10.7) В.С. Почаевец

, где

Iвкл- ток, потребляемый наиболее мощным приводом при включении выключателя, А.

А

Расчётная ёмкость батареи (10.8) В.С. Почаевец

, где

tав- длительность разряда батареи при аварии, применяемая для тяговых подстанций равной  2 ч.

А∙ч.

Номер батареи по току длительного разряда аварийного режима (10.9) В.С. Почаевец

, где

1,1- коэффициент, учитывающий уменьшение ёмкости батареи в процессе эксплуатации;

- ёмкость аккумулятора СК-1 при tав=2 ч. Равная 22 А∙ч.

А

Номер батареи по току кратковременного разряда (10.10) В.С. Почаевец

, где

46- кратковременный допустимый разрядный ток аккумулятора СК-1,А.

А

Окончательно по результатам расчётов выбирают наибольший из двух значений Nдл и Nкр. Дробное значение номера округляют до ближайшего большего типового номера.

Принимаем батарею СК-6   

Полное число последовательно включенных аккумуляторов батареи (10.11) В.С. Почаевец

, где

Uшв- напряжение на шинах включения принимаемое 260 В;

Uпз- напряжение аккумулятора при подзарядке, равное 2,15 В.

Число аккумуляторов, нормально питающих шины управления и защиты (10.12) В.С. Почаевец

, где

Uшв- напряжение на шинах управления и защиты, равное 230 В.

Выбор зарядно-подзарядного агрегата (ЗПУ) производится по напряжению, току и мощности ЗПУ, исходя из первого (формировочного) заряда аккумуляторной батареи.

В процессе заряда батареи напряжение ЗПУ поддерживается на 2-3 В выше напряжения батареи и продолжается до тех пор, пока на всех аккумуляторах установится одинаковое напряжение, равное 2,15 В и ток заряда будет равен току постоянного подзаряда, что свидетельствует о восстановлении ёмкости и покрытии нагрузок нормального режима электроустановки.

Расчётная мощность ЗПУ (10.13) В.С. Почаевец

кВт

Зарядное напряжение ЗПУ (10.14) В.С. Почаевец

, где

n- полное число аккумуляторов батареи.

В

Зарядный ток батареи (10.15) В.С. Почаевец

А

Номинальный ток ЗПУ (10.16) В.С. Почаевец

А

Номинальное напряжение ЗПУ (10.17) В.С. Почаевец

В

Номинальная мощность ЗПУ

кВт

В качестве ЗПУ широко применяется выпрямительный агрегат типа ВАЗП0380/260-40/80, обеспечивающий выпрямленное напряжение от 220 до 260 В при токе до 80 А и мощности до 20,8 кВт.

6.9. Выбор защит

Релейную защиту присоединений тяговых подстанций выполняют по схемам, предусматривающим применение постоянного оперативного тока. Для защит используют вторичные косвенного действия реле тока РТ-40, реле напряжения РН-50, реле мощности РБМ-170 или РБМ-270, дифференциальные реле РНТ-565 и ДЗТ-11, реле защиты от однофазных замыканий ЗЗП-1.

Выбор защиты одиночных линий нетяговых потребителей 10-35 кВ.

Выбираем максимальную токовую защиту с независимой выдержкой времени, которая обеспечивает защиту от многофазных к.з. всей линии до шин подстанции потребителя, иногда резервируя защиту трансформаторов и фидеров потребителей. Выдержку времени принимают на ступень больше выдержки времени основной защиты потребителя.

Выбираем также токовую отсечку без выдержки времени, которая защищает от многофазных к.з. не мене 15-20% длины линии.

Выбор защиты для преобразовательных агрегатов.

Выбираем максимальную токовую защиту без выдержки времени с реле РНТ-565, которая используется для защиты от многофазных к.з. в трансформаторе и внешних к.з. на стороне выпрямленного тока.

Выбираем максимальную токовую отсечку без выдержки времени, которая является  защитой от к.з. в обмотках трансформатора и на его выводах.

Выбираем двухступенчатую газовую защиту.

Выбор защиты трансформаторов собственных нужд .

Выбираем также максимальную токовую защиту с выдержкой времени, которая действует при к.з. на шинах собственных нужд ив трансформаторе.

Выбираем защиту от перегрузки, выполняемую в однофазном однорелейном исполнении с выдержкой времени с действием на сигнал, которая устанавливается на вторичной стороне трансформатора.

Выбор защиты понижающих трансформаторов.

Выбираем трёхфазную дифференциальную защиту без выдержки времени с тремя реле, которая используется для защиты трансформаторов от к.з. в обмотках и на его выводах.

Выбираем максимальную токовую защиту с выдержкой времени с пуском по напряжению, которая предназначена для защиты трансформатора от внешних к.з. и резервирует дифференциальную и газовую защиты.

Выбираем двухступенчатую газовую защиту

Выбор защиты вводов подстанции.

Выбираем трехфазную двухступенчатую дистанционную защиту, дополненную токовой отсечкой, которые используются для защиты от многофазных к.з.

Выбираем трёхступенчатую направленную токовую защиту нулевой последовательности для защиты от к.з. на землю.

Выбор защиты сборных шин 10 и 35 кВ.

Выбираем токовую отсечку с выдержкой времени для защиты от многофазных к.з которая устанавливается на секционном выключателе.

Выбор защит вводов РУ среднего и низшего напряжений подстанции.

Выбираем трёхфазную максимальную токовую защиту с выдержкой времени в двухфазном двухрелейном исполнении с пуском по напряжению.

                                                                                                                                                                                                                                      

 

7. Организация мероприятий по обеспечению безопасности работ.

      Техника безопасности на рабочих местах.

        К персоналу тяговой подстанции, предъявляются следующие требования:

       персонал должен быть не моложе восемнадцати лет, пройти медицинское освидетельствование, а также электротехническую подготовку;

       персонал должен пройти проверку знаний и получить практические навыки для оказания первой медицинской помощи пострадавшим от воздействия электрического тока и других чрезвычайных факторов;

       персонал должен выполнять при производстве работ организационные мероприятия, требуемые для производства той или иной категории работ:

       оформление работы нарядом-допуском, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации или приказом энергодиспетчера;

       проведение лицом, выдающим наряд или распоряжение инструктажа производителю работ;

       выдача разрешения на подготовку рабочего места;

       допуск бригады к работе;

       инструктаж членам бригады;

       надзор во время работы;

       оформление перерыва в работе, переводов на другое рабочее место.

          Работы  на тяговой подстанции должны выполняться обученным персоналом в спецодежде, спецобуви, с использованием защитных средств.

Обучение работающих безопасности труда должно проводиться в соответствии с ОСТ 32.36-83 «Организация обучения и проверки знаний по охране труда работников ж. д. Транспорта». В помещениях рабочих мест дежурной смены и бригад (щитовая, мастерская) должны быть плакаты, фотовыставки и иллюстрации, пропагандирующие безопасные методы работы, схемы служебных проходов по железнодорожным путям, противопожарные памятки    

            В уголке по технике безопасности  особое внимание должно быть обращено на выполнение работ в местах повышенной опасности.

Перечни мест повышенной опасности по каждой ЭЧЭ и карточки со схемами и технологией безопасного проведения работ подписывает начальник подстанции и утверждает руководитель дистанции электроснабжения. Они должны быть изучены обслуживающим персоналом .

При обслуживании ЭУ ЭЧЭ, эксплуатации станочного и другого оборудования необходимо соблюдать требования ОСТ и ПТБ при эксплуатации электроустановок потребителей и ПТБ и производственной санитарии при производстве погрузочно-разгрузочных работ  на железнодорожном транспорте.

С целью повышения персоналом знаний техники безопасности, совершенствование практических навыков и безопасных приемов при организации и выполнении работ, улучшения условий труда работающих на ЭЧЭ проводиться день охраны труда.

С целью  предупреждения   производственного травматизма и улучшения санитарно-гигиенических условий должен быть организован трех ступенчатый контроль.

 

 8. Обеспечение безопасности движения поездов.

  Устройства электроснабжения должны обеспечивать надёжное электроснабжение:

 электроподвижного состава для движения поездов с установленными нормами, скоростями и интервалами между ними при требуемых размерах движения;

  устройств СЦБ, связи и вычислительной техники I категории. С разрешения МПС России до завершения переустройства допускается электроснабжение этих устройств по II категории;

 всех остальных потребителей железнодорожного транспорта в соответствии с установленной  категорией.

  При наличии аккумуляторного резерва источника электроснабжения автоматической и полуавтоматической блокировки он должен быть в постоянной готовности и обеспечивать бесперебойную работу устройств СЦБ и переездной сигнализации в течение не менее 8 ч при условии, что питание не отключалось в предыдущие 36 ч.

  Время перехода с основной системы электроснабжения автоматической и полуавтоматической блокировки на резервную или наоборот не должно превышать 1,3 с.

  Для обеспечения надёжного электроснабжения должны проводиться периодический контроль состояния сооружений и устройств электроснабжения, изменение их параметров вагонами-лабораториями, приборами диагностики и осуществляться плановые ремонтные работы.

  Уровень напряжения на токоприёмнике электроподвижного состава должен быть не менее 21 кВ при переменном токе, 2,7 кВ при постоянном токе и не более 29 кВ при переменном токе и 4 кВ при постоянном токе.

  На отдельных участках железных дорог с разрешения МПС России допускается уровень напряжения не менее 19 кВ при переменном токе и 2,4 кВ при постоянном токе.

  Номинальное напряжение переменного тока на устройствах СЦБ должно быть 110, 220 или 380 В. Отклонения от указанных величин номинального напряжения допускаются в сторону уменьшения не более 10%, а в сторону увеличения - не более 5%.

  Устройства электроснабжения должны защищаться от токов короткого замыкания, перенапряжений и перегрузок сверх установленных норм.

  Металлические подземные сооружения (трубопроводы, кабели и т.п.), а также металлические и железобетонные мосты, путепроводы, опоры контактной сети, светофоры, гидроколонки и т.п., находящиеся в районе линий, электрифицированных на постоянном токе, должны быть защищены от электрической коррозии.

  Тяговые подстанции линий, электрифицированных на постоянном токе, а также электроподвижной состав должны иметь защиту от проникновения в контактную сеть токов, нарушающих нормальное действие устройств СЦБ и связи.

 

 9. Правила пожаробезопасности.

Пожарная безопасность объекта регламентируется ГОСТ 12.1.004-91  ‹‹ССБТ». «Пожарная безопасность. Общие требования», строительными нормами и правилами безопасности.

Общие требования.

1. Помещения должны быть оснащены первыми средствами пожаротушения.

2. Огнетушители, находящиеся на объекте, передаются под ответственность                                    (сохранность) лиц, ответственных за пожарную безопасность.

3. В помещении должен быть план эвакуации людей с объекта.

4. Входные двери в чердачные помещения должны быть закрыты на замок.

5. Звукоизоляция стен и потолков должна быть выполнена из негорючих или трудногорючих материалов.

6. Лица, не прошедшие противопожарный минимум, к работе не допускаются.

7. В помещениях должны быть вывешены таблички с указанием лиц, ответственных за пожарную безопасность.

Тушение пожара на объектах.

   Прежде чем приступить к тушению загоревшегося электрооборудования или пожара вблизи него, обслуживающий персонал обязан принять все необходимые меры к защите от поражения электрическим током путем снятия напряжения с горящего, а если необходимо, то и с соседнего с ним оборудования и известить пожарную охрану. Отключение горящего оборудования высокого напряжения должно обязательно производиться со всех сторон с видимым разрывом.

Необходимо помнить и применять следующие элементарные приемы и правила тушения пожаров:

1. Если огонь скрыт - лить воду бесполезно. Нужно прежде обнаружить огонь и только тогда заливать его водой, пеной из огнетушителя или засыпать песком.

2. Если очаг пожара не обнаружен, помещение сильно задымлено или в нем высокая температура и проникнуть в него для установления очага пожара невозможно, необходимо стараться заглушить пожар – закрыть плотно все окна, двери и всякого рода отдушины, чем ограничить доступ воздуха, необходимого для горения и не дать

распространятся копоти и дыму в другие помещения. Одновременно необходимо сгруппировать пожарный инвентарь около места пожара, снимая его из других помещений. Особое наблюдение необходимо вести за разлившимся маслом, засыпая песком с тем, чтобы не дать возможности проникнуть ему в другие помещения.

3. При тушении горящего масла, разлившегося по полу или поверхности земли, необходимо поступать следующим образом:

а) при горении разлившегося масла применять песок, которым стараться засыпать всю горящую площадь, причем засыпку производить постепенно, начиная от края.

б) при работе огнетушителем не следует близко к горящему маслу и не направлять струю жидкости или газа в упор, так как она будет разбрызгивать масло и увеличивать размер огня. Необходимо как бы сбрасывать струю сверху, постепенно, начиная с краев, стремиться сплошной массой покрыть горящую поверхность масла так, чтобы прекратить доступ воздуха, необходимого для горения.

в) горящее масло в малом количестве, разлитое тонким слоем по поверхности, можно тушить также сильной струей пены из огнетушителя на меньшем расстоянии, сбивают пламя в одну сторону (по ветру) и этим окончательно отрывая его от горящей поверхности.

4. При воспламенении одежды на человеке, пострадавшего следует не хватать руками за горящую одежду, немедленно повалить на землю и для прекращения потока воздуха набросить на него войлочное покрывало или что-нибудь подобное ему. Для скорейшего прекращения горения одежды следует покрывало как можно плотнее прижать к пострадавшему и немедленно вызвать врачебную помощь:

а) для тушения одежды, горящей на человеке, можно применять пожарную кошму;

б) применять химические огнетушители для тушения загоревшейся на человеке одежды воспрещается.

5. По прибытию пожарной команды оперативный персонал или старшее лицо подстанции из состава административно-технического руководящего персонала находящийся на месте, обязан немедленно информировать начальника пожарной охраны о состоянии электрооборудования и о возможности вести работу по тушению загорания. После этого дальнейшие тушения загорания или пожара производится совместными усилиями.

6. При руководстве тушения загорания или пожара начальник пожарной охраны все свои действия и все действия личного состава пожарной команды обязан согласовывать с оперативным персоналом или старшим лицом из административно-технического руководящего персонала, присутствующих на месте пожара.

7. Личному составу пожарной охраны категорически воспрещается производство каких-либо отключений и прочих операций с электрооборудованием подстанций или прочих цехов.

8. Входить в распредустройства высокого напряжения и другие закрытые электрические устройства с целью тушения загорания или пожара личный состав пожарной охраны имеет право только с разрешения персонала обслуживаемого данное устройство и обязательно в сопровождении последнего.

10. Экономическая часть

Расчёт численности персонала тяговой подстанции

1. Устанавливается среднесетевой норматив численности.

Норматив включает старших электромехаников, электромехаников, электромонтёров.

.2. Численность начальников тяговой подстанции определяется в зависимости от категорийности  тяговой подстанции по объёмам переработки электроэнергии и внедрению кустового метода организации обслуживания.

3. Численность персонала тяговой подстанции на железнодорожном транспорте определяется по формуле:

,

где:   - количество тяговых подстанции.

- среднесетевой норматив численности начальников тяговой подстанции.

- региональный коэффициент дороги, учитывающий организацию обслуживания тяговых подстанций кустовым методом.

- среднесетевой норматив численности персонала, =4,55.

- региональный коэффициент дороги, учитывающий метод организации дежурства на тяговых подстанциях.

Распределяем получившееся количество человек по должностям (табл.20)

Таблица 20.

Наименование должности

Количество человек на  подстанции

Начальник т/п.

1

Старший электромеханик

1

Электромеханик

1

Электромонтёр 

1

Уборщица

1

Итого:

5

Расчёт фонда оплаты труда работников ЭЧЭ

Фонд оплаты труда складывается из:

  1.  Основного заработанного фонда, зависящего от оклада или часовой тарифной ставки работников.
  2.  Компенсационных доплат (за условия труда, работы в ночные и праздничные дни, руководство бригадой).
  3.  Стимулирующих выплат (премии, совмещение профессий, выплата за выслугу лет).

Расчёт фонда оплаты труда производится в штатной ведомости.

Наименование групп

работников

по профессиям

Количество

человек

Разряд

Коэффициент

Оклад или ЧТС.

ФЗП по основным ставкам

Премия

Доплата за условия труда

Общий фонд оплаты труда

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Начальник т/п

1

13

6,26

1424

8914,24

4457,12

2139,4

15510,76

2

Ст. электромеханик

1

11

4,3

1424

6123,2

3061,6

1469,57

10654,37

3

Электромеханик

1

10

3,82

1424

5439,68

2719,84

1305,52

9465,04

4

Электромонтёр

1

6

2,33

10,46

4094,46

2047,23

982,67

7124,36

5

Уборщица

1

2

1,23

1424

1751,52

700,61

420,36

2872,49

Итого

45627,02

Фонд заработной платы по основным ставкам: .

Премия (задаётся 40-60%): .

Доплата за вредные условия труда до 24% тарифной ставки: .

Общий фонд оплаты труда: .

Отчисления на социальное страхование составляют 10% от общего фонда заработной платы

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

.

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

ата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

АААА.Вю

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Круглов Б.Г.

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Круглов Б.Г.

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Беспалов А.В

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Беспалов А.В

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Лист

Изм.

Круглов Б.Г

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Беспалов А.В

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Лист

Изм.

Подп.

Токарев А.С.

№ докум.

Беспалов А.В

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Дата

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Лист

Изм.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Круглов Б.Г.

№ докум.

Токарев А.С.

Подп.

Изм.

Лист

Дата

Лист

КТЖТ 1004.01.ПЗ.02.ДП.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

16642. Преступления, совершаемые первым приобретателем векселя 106 KB
  Преступления совершаемые первым приобретателем векселя Развитие вексельного обращения в современной России вызвало к жизни целый ряд явлений неизвестных доселе даже по книгам. В их числе огромное количество юридических проблем. Работой по разрешению таковых в нас
16643. Вексельные преступления 100 KB
  Вексельные преступления I. Преступления совершаемые векселедателем простого векселя II. Преступления которые могут быть совершены любым держателем векселя III. Преступления совершаемые по предварительному сговору векселедателя и од...
16644. Прекращение обязательств зачетом встречных требований по векселям (на примере обязательств из кредитных договоров) 84 KB
  Прекращение обязательств зачетом встречных требований по векселям на примере обязательств из кредитных договоров Зачет является одним из способов прекращения обязательств что прямо признается действующим Гражданским кодексом РФ ст. 410. Сущность зачета состоит в ...
16645. Копирование векселя 32.5 KB
  Копирование векселя Положение о переводном и простом векселе утвержденное постановлением ЦИК и СНК СССР от 7 августа 1937 г. N 104/1341 является основой вексельного права. Однако оно не всегда отвечает на ряд возникающих в практике вопросов. Мы продолжаем публикацию статей ...
16646. Изменения вексельного текста 31 KB
  Изменения вексельного текста Изучение вексельного права трудно назвать всесторонним. При большом количестве публикаций на эту тему ряд его институтов и конструкций до сих пор остается неисследованным. Рассмотрению этих пресловутых оригинальных особенностей Полож...
16647. Вексельное посредничество 78 KB
  Вексельное посредничество Начатая в N 36 эжЮРИСТ за 2003 г. публикация серии статей посвященных проблемам применения отдельных институтов вексельного права вызвала многочисленные положительные отклики читателей. Теоретическая неразработанность и достаточная сложн...
16648. Три круга суда, или дело о как бы векселях 85.5 KB
  Три круга суда или дело о как бы векселях Использование векселей в хозяйственном обороте осложняется тем что в случае судебного спора по обязательственным отношениям сторонам приходится обращаться не только к общегражданским нормам но и к специальным положениям ве
16649. Дело о послесрочном индоссаменте 89 KB
  Дело о послесрочном индоссаменте Юристы профессионально занимающиеся вексельным правом в свое время наверняка обратили внимание на постановление Президиума ВАС РФ от 5 декабря 2000 г. N 8610/99 так как вопрос разрешенный в нем является едва ли не самым экзотическим о толк...
16650. ДОГОВОР ПЕРЕВОДА ДОЛГА ПО РОССИЙСКОМУ ГРАЖДАНСКОМУ ПРАВУ 301.33 KB
  ДОГОВОР ПЕРЕВОДА ДОЛГА ПО РОССИЙСКОМУ ГРАЖДАНСКОМУ ПРАВУ Материал подготовлен с использованием правовых актов по состоянию на 7 декабря 2000 года В.А. БЕЛОВ Белов Вадим Анатольевич доцент кафедры гражданского права юридического факультета МГУ им. М.В. Ло...