86368

Проектирование подстанции 35/10 кВ сельскохозяйственного назначения

Дипломная

Энергетика

Основой системы ЭС являются электрические сети напряжением 0.38- 110 кВ, от которых снабжаются электроэнергией преимущественно сельскохозяйственные потребители, включая коммунально-бытовые, объекты мелиорации и водного хозяйства, а также предприятия и организации, предназначенные для бытового и культурного обслуживания сельского населения.

Русский

2015-04-05

2.17 MB

63 чел.

Содержание

Введение…………………………………………………………………………8

1 Общая характеристика подстанции…………………………………………10

1.1 Присоединение подстанции к системе……………………………………10

2 Характеристика отходящих линий…………………………………………..12

3 Обосносвание реконструкции подстанции…………………………...……..13

4 Выбор силовых трансформаторов…………………………………………...14

4.1 Технико-экономический расчет трансформаторов……………………….15

5 Расчет токов короткого замыкания…………………………………………..17

5.1 Расчетная схема установок…………………………………………………18

5.2 Эквивалентные схемы замещения………………………………………….19

5.3 Расчет токов короткого замыкания………………………………………...23

6. Выбор защитной и коммутационной аппаратуры………………………….35

6.1 Выбор выключателей и разъединителей…………………………………...35

6.2 Выбор трансформаторов тока………………………………………………43

6.3 Выбор трансформаторов напряжения……………………………………...47

7 Выбор кабелей и проводов………...………………………………………….48

8  Расчет собственных нужд подстанции………………………………………50

9.Расчет релейной защиты………………………………………………………53

9.1 Расчет релейной защиты отходящих линий…………………………….....55

9.2 Расчет защиты силового трансформатора…………………………………59

9.2.1  Расчет дифференциальной защиты трансформаторов…………………59

9.2.2 Максимальная токовая зашита……………………………………………62

9.2.3 Защита от перегрузки……………………………………………………...63

9.2.4 Газовая защита трансформаторов………………………………………...64

9.3 Расчет устройств автоматики…………………………………………….....64

9.3.1 Автоматическое включение резерва…………………………………......65

9.4 Защита трансформатора собственных нужд………………………………66

10 Организационно-экономическая часть…………………………..…………67

10.1 Технико - экономическое  сравнение  вариантов  схемы  электроснабжения ………………………………………………………………67

10.2 Расчет сметы затрат на строительно-монтажные работы…..…………..74

10.2.1 Спецификация электрооборудования………………………………….74

10.2.2 Составление сметы затрат на строительно-монтажные работы……..75

10.2.3 Пересчет сметы в ценах 2006 года…………………………………….75

10.2.4 Составление сметы затрат на демонтажные работы………………….86

10.2.5 Составление сметы затрат на пусконаладочные работы……………..87

10.3 Организация строительно-монтажных работ по вводу энергообъекта.87

10.3.1 Расчет численности и состава бригад электромонтажников………...88

10.3.2 Разработка ленточного графика………………………………………..89

11. Раздел по охране труда……………………………………………………..90

11.1 Введение…………………………………………………………………....90

11.2 Проектирование мер безопасности при реконструкции подстанции…..91

11.3 Расчет устройств молниезащиты………………………………………....95

11.4 Повышение устойчивости электроснабжения объекта в условиях возможных ЧС…………………………………………………………………...97

Список литературы………………………………………………………..…...98

Приложения………………………………………………………………….....100

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время в связи с переходом сельского хозяйства на промышленную основу, строительством крупных животноводческих комплексов, ростом электропотребления на производстве и в быту единичные мощности электропотребителей растут. Но структура организации сельскохозяйственного производства, малая плотность населения сельских районов определяют малую плотность электрических нагрузок и значительную протяженность электрических сетей.

Энергоснабжающие организации постоянно проводят технические мероприятия по повышению надежности работы оборудования и уменьшению аварийности в направлениях: совершенствование схем электроснабжения, сокращение протяженности линий распределительных сетей 10 кВ и 35 кВ, строительство ВЛ для резервирования подстанций.

 Основой системы ЭС являются электрические сети напряжением 0.38- 110 кВ, от которых снабжаются электроэнергией преимущественно сельскохозяйственные потребители, включая коммунально-бытовые, объекты мелиорации и водного хозяйства, а также предприятия и организации, предназначенные для бытового и культурного обслуживания сельского населения..

Трансформаторные подстанции (ТП) 35-110 кВ, применяемые для электроснабжения сельскохозяйственных районов, имеют один или два трансформатора напряжением 35/10 кВ, мощностью 630-6300 кВА; 110/10 кВ – 2500-10000 кВА; 110/35/10 кВ – 6300-80000 кВА. Место размещение подстанции выбирается вблизи центра электрических нагрузок, автомобильных дорог и железнодорожных станций. Подстанция (ПС) должна располагаться, как правило, на непригодных для сельскохозяйственного использования земель; на незаселенной или занятой кустарниками территории; по возможности вне зон интенсивных природных и промышленных загрязнений. Важным требованием при размещении ПС является обеспечение удобных заходов ВЛ.

    Рациональное проектирование сетевых ПС всех типов и категорий и, в частности, рациональное и экономичное построение главных электрических схем, выбор параметров оборудования и аппаратуры, а также оптимальная их расстановка представляет собой сложную и ответственную задачу.

Темой дипломного проекта является проектирование подстанции 35/10 кВ сельскохозяйственного назначения. Строительство  подстанции  необходимо для электроснабжения села Ломоватка и потребителей Великоустюгского района. Строительство позволит максимально приблизить высшее напряжение 35 кВ к центру потребления электроэнергии, что дает распределительным сетям 10 кВ резервирование и минимальную протяженность линий.

1 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПОДСТАНЦИИ

  1.       Присоединение подстанции к системе

Проектируемая подстанция по своему назначению является районной понизительной. Подстанция включена в рассечку линии напряжением 35 кВ. Такая подстанция считается проходной.

Типовое схемное решение для проходной подстанции на стороне высшего напряжения – мост с выключателями в цепях трансформаторов. Данная схема обеспечивает надежное электроснабжение потребителей подстанции, а также надежность перетоков мощности через рабочую перемычку. Схема учитывает перспективу развития электрических сетей и возможность расширения РУ-35 кВ, путем присоединения дополнительной линии к РУ-35 кВ. В этом заключается ее преимущество перед схемой мостика с отделителями и короткозамыкателями в цепях трансформаторов. Главная схема электрических соединений представлена на рис.1.1.

На подстанции предусмотрена установка одного двухобмоточного силового трансфотматора 35/10 кВ. Расчет и технико-экономическое обоснование выбора см. раздел 10.

Выбор защитной и коммутационной аппаратуры данных классов напряжения см. далее раздел 6.

Защита от грозовых  и коммутационных  перенапряжений осуществляется с помощью устанавливаемых ОПН. От прямых ударов молнии-молниеотводами.

Величина тока короткого замыкания на шинах35 кВ в режиме максимума энергосистемы составляет 3.02 кА, в режиме минимума 2.04 кА.

Рисунок 1.1 - Главная схема подстанции

 2 ХАРАКТЕРИСТИКА НАГРУЗОК ОТХОДЯЩИХ ЛИНИЙ  10 кВ

Параметры отходящих воздушных линий представлены  в таблице 2.1  

Таблица 2.1                       Параметры отходящих линий

Наименование присоединения

Uн, кВ

Тип провода

L, км

Р, кВт

Собственные нужды

10

АВБбШв-70

729

Нижний склад

10

АС-50

6,3

1091

Пихтово

10

АС-50

40,7

109

Талицы

10

АС-50

35,8

109

Красавино

10

АС-50

21,2

100

Завод

10

АС-50

39,7

300

Ломоватка

10

АС-50

11,9

250

Глебово

10

АС-50

43,4

290

При определении расчетной мощности подстанции следует учесть мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН), которые обычно присоединяются к сборным шинам НН, а также коэффициент перспективы роста нагрузок на 5-10 лет (К10=1.25).Расчетную мощность подстанции определим по формуле:

                                Sрасч.п/с=( Sрасч+Sсн)К10,   (2.1) 

где  Sрасч =  Рср / cos   -  расчетная мощность нагрузки подстанции, МВА;

Sсн – мощность ТСН,     МВА.

Предварительно выбираем мощность собственных нужд подстанции по       табл. 5.2 [2],   Sсн=200 кВА.     

Полная расчётная мощность подстанции будет равна :

        Sрасч.п/с=( Sрасч+Sсн)К10 =(7667.5 /0.83+0.2)1.25= 11.548  [МВА].    

3 Обоснование реконструкции электрооборудования        подстанции

    Подстанция  «Ломоватка» 35/10 кВ построена в 1958 году. Она относится к Великоустюгским электрическим сетям, ОАО «Вологдаэнерго». В настоящее время подстанция находится в сильно изношенном  состоянии. Здание подстанции находится в полуразрушенном состоянии. Ограждение разрушено и не соответствует нормам и правилам. Освещение  подстанции находятся в плачевном состоянии. Все светильники не соответствуют нормам противопожарной безопасности. На подстанции отсутствует какая-либо сигнализация  и защита. Все операции связанные с оперативными переключениями производятся только вручную. Износ всего оборудования составляет около 83%. Трансформатор на подстанции установлен мощностью 1600 кВА, которой не хватает в связи с расширением производства (нижний склад). Трансформатор собственных нужд установлен  недостаточной мощности(25 кВА).

   Чтобы исключить эти недостатки и проводится реконструкция этой подстанции: заменяется трансформатор 35/10 кВ на более мощный, заменяется ТСН, устанавливается релейная защита для обеспечения надежной работы подстанции. В случаях аварийного отключения проектируемой подстанции предусматривается резервирование шин 10 кВ от ВЛ-10 кВ железной дороги. Данная линия в нормальном режиме работы подстанции отключена и является чисто резервной.

        

4 Выбор силовых трансформаторов

Выбор силовых трансформаторов заключается в определении их числа, типа и номинальной мощности, а также в технико-экономическом обосновании принятого варианта.

Поскольку от подстанции питаются потребители 3 категории и питание от системы имеется только со стороны высшего напряжения, то достаточно установить один трансформатор.

Рассмотрим установку для однотрансформаторной подстанции 35/10 кВ два варианта трёхфазных двухобмоточных трансформаторов.

Для двухтрансформаторной подстанции:

                          Sтр>(0.65-0.7)Sр = 0.711.548= 8.083  [МВА];

1) 1ТДТН - 2500/35/10 ,

2) 2ТДТН - 1600/35/10 ,

Проверяем возможность работы в аварийном режиме .

Коэффициент перегрузки в аварийном режиме:

 

К(1)  п.ав= Sр/Sном(1)=11.548/10 = 1.15<1.4  ;

К(2) п.ав= Sр/Sном(2)=11.548/16 = 0.72<1.4 .

Выполним технико-экономический расчет для первого и второго вариантов. Технические данные трансформаторов в табл.4.1.

                                                                                                                

Таблица 4.1                     Технические данные трансформаторов                                                                                                                 

  Тип

 тр-ра

 Sн ,

мВА

   Uном, кВ

  

   Pх

  кВт

   

  Pк

кВт

 Uк ,   %

 

Iхх%                      

            Цена                         

 ВН      

 НН

В-Н

ТДТН

-2500

 2,5

 35

 11

  17

 76

17.5

 1

1500

ТДТН-1600

 1,6

 35

 11

  21

 100

17.5

 0.8

1823

4.1. Технико-экономический расчёт трансформаторов

                               ,                                (4.1)

где  E– норма дисконта, ;

– полные капитальные затраты с учётом стоимости трансформаторов;

– стоимость потерь в трансформаторе;

– затраты на обслуживание ремонт и амортизацию.

                            ,                                                  (4.2)

где  – цена трансформаторов,  тыс. руб,  тыс. руб;(цены на 2006г)

 – индекс цен оборудования (на 2006г);

 – коэффициент, учитывающий транспортно заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования;

 – коэффициент учитывающий затраты на строительные работы;

 – коэффициент учитывающий затраты на монтаж и наладку оборудования.

 тыс. руб.;

 тыс. руб.

                       ,                 (4.3)

где  – стоимость 1кВт/ч электроэнергии,  (на ноябрь 2006г.);

 – годовое число часов работы трансформатора, ;

 – потери холостого хода,  кВт,  кВт;

 – потери короткого замыкания,  кВт,  кВт;

 – время максимальных потерь,

Sр=2350

Ип.тр1=2,18·(2·2,8·8760+·18·2700·)=334,7 тыс.руб

Ип.тр2=2,18· (3,9·8760+·25·2700)=204,5 тыс.руб

                             ,                         (4.4)

где  норма амортизационных отчислений;

 - норма обслуживания оборудования;

 - норма ремонта оборудования.

 тыс. руб.;

тыс. руб.;

ЗΣ=0,25·2015+334,7+149,11=987,2

ЗΣ=0,25·1796+204,5+132,904=786,404

Вариант с одним трансформатором мощностью  кВА на основе технико-экономического расчета оказался выгоднее его и принимаем за основной в последующих расчетах.

5 Расчёт токов короткого замыкания

Коротким замыканием (КЗ) называют всякое не предусмотренное нормальными условиями работы соединение двух точек электрической цепи (непосредственное или через пренебрежимо малое сопротивление).                  Причинами КЗ являются механические повреждения изоляции, ее пробой из-за перенапряжения и старения, обрывов, набросов и схлестывания проводов воздушных линий, ошибочные действия персонала и тому подобное.

    Вследствие КЗ в цепях возникают опасные для элементов сети токи, которые могут вывести их из строя. Поэтому для обеспечения надежной работы электрической сети, электрооборудования, устройств релейной защиты производится расчет токов КЗ.

Основная цель расчета состоит в определении периодической составляющей тока КЗ для наиболее тяжелого режима работы сети.

    При трехфазном КЗ все фазы электрической сети оказываются в одинаковых условиях, поэтому его называют симметричным. Учет апериодической составляющей производят приближенно, допуская при этом, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе .

  Расчёт проводится  для  ожидаемого  уровня  нагрузок  в  расчетный  период.

   Расчёт проводится для выбора и проверки уставок релейной защиты и автоматики и проверки параметров оборудования .

Введём ряд допущений, упрощающих расчёт и не вносящих существенных погрешностей:

 1. Линейность всех элементов схемы ;

 2. Приближенный учёт нагрузок ;

3.Симметричность всех элементов за исключением мест короткого замыкания ;

 4. Пренебрежение активными сопротивлениями, если  X/R>3 ;

 5. Токи намагничивания трансформаторов не учитываются ;

Погрешность расчётов при данных допущениях не превышает 2-5% .

5.1 Расчётная схема установки

Под расчетной схемой установки понимают упрощенную однолинейную схему электроустановки с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на расчет роков КЗ. Расчетная схема представлена на рис 5.1. Параметры отходящих линий см.п.2.

                                                                                                    

                

Рисунок 5.1 - Расчетная схема

5.2. Эквивалентная схема замещения

Эквивалентная схема замещения представлена на рис 5.2

Выполним расчет параметров схемы замещения. Расчет ведем в относительных единицах.

Рисунок 5.2 - Эквивалентная схема замещения

За базисную мощность принимаем мощность трансформатора:

             Sб= Sтр-р = 10  [МВА].

Определим базисные напряжения и токи ступеней напряжений:

ВН:       Uб,I= 35 [кВ];

                           [кА] ;

                   

НН:      Uб,III= 11 [кВ];

                         [кА] .

ЭДС системы примем равным единице, тогда:

                                    ,                                                                      (5.1)

где  - ЭДС системы;

                                     х1 = хс =Sб/Sк ,                                                                (5.2)

где  хс- сопротивление системы в относительных единицах;

Sк – мощность короткого замыкания системы,

                                  ,                                                               (5.3)

где  - ток короткого замыкания на шинах 10 кВ;

=3.02 кА- ток короткого замыкания в режиме максимума энергосистемы;

= 2.04 кА - ток короткого замыкания в режиме минимума энергосистемы.

Отсюда, определяем мощность короткого замыкания и сопротивление системы в режиме максимума и минимума :

                          [ МВА] ;                                                                                                                                  [ МВА] ;                                                                      

     

                                     [о.е.] ;

                                     [о.е.].

Определим сопротивление линии W 1 :

                          ,                                                                  (5.4)

где худ- удельное сопротивление линии, худ = 0.4 Ом/км [2, табл.3.3];

l –  длина линии, км.

                                    [о.е.].

Активное сопротивление трансформаторов во много раз меньше индуктивного, поэтому в расчете не учитываем индуктивное сопротивление обмоток трансформатора.

                  ,                       (5.4)

                              ,                        (5.5)

                               ,                       (5.6)

где Uк – напряжение короткого замыкания обмоток трансформатора, % ;

Uном – номинальное напряжение трансформатора, кВ ;

Uб,I – базисное напряжение , к которому приводятся сопротивления обмоток высокого, среднего и низшего напряжения, кВ.

Согласно формул ( 5.4, 5.5, 5.6) находим :

индуктивное сопротивление обмоток 35 кВ:

 

                                  [о.е.];

индуктивное сопротивление обмоток 10 кВ:

                                   [о.е.].

Значения сопротивлений отходящих линий W2-W12 находим по формуле (3.4), аналогично W1. Результаты расчета сводим в табл.5.1.

Таблица 5.1                  Сопротивление линий схемы замещения

Наименование линии

Обознач. линии

на схеме

Уд. сопро-тивление, Ом/км

Длина линии,   км

Сопротивление по схеме     (рис.4.2)

Значение сопротивления, о.е.

Собственные нужды

W1

0.08

х 12

0.05

Нижний склад

W2

0.08

6.3

х 13

0.05

Пихтово

W3

0.4

40.7

х 14

1.345

Талицы

W4

0.4

35.8

х 15

1.183

Красавино

W5

0.4

21.2

х 16

0.7

Завод

W6

0.4

39.7

х 17

1.312

Ломоватка

W7

0.4

11.9

х 18

0.39

Глебово

W8

0.4

43.4

х 19

1.435

 5.3 Расчет токов короткого замыкания

Расчет проводим для двух режимов: максимальный и минимальный.

В минимальном режиме учтем режим минимума энергосистемы и положение секционных выключателей нормальноотключенное.

В максимальном режиме учтем режим минимума энергосистемы и положение секционных выключателей – включено.

Для расчета токов короткого замыкания преобразуем схему замещения к такому виду, чтобы между точкой КЗ и суммарной ЭДС было только одно сопротивление. Далее находим начальное значение периодической слагающей тока КЗ по формуле:

                                 ,                                                                   (5.7)

где E – суммарная ЭДС;

х - суммарно сопротивление до точки КЗ.

Значение тока короткого замыкания в именованных единицах:

                              ,                                                               (5.8)

где Iб – базисный ток той ступени напряжения, где происходит КЗ.

Далее находим значение ударного тока короткого замыкания для максимального режима по формуле:

                                 ,                                                      (5.9)

где Ку – ударный коэффициент, для Та = 0.02.

Для минимального режима ударный ток не рассчитываем, т.к. выбор аппаратуры проверяем по ударному току  в максимальном режиме. Для определения чувствительности релейной защиты находим ток двухфазного КЗ в минимальном режиме по формуле:

                                  .                                                           (5.10)

Для примера определим ток короткого замыкания в точках К1, К13, К14, К2, К5 (см. рис.5.2). Значения оставшихся точек КЗ сведены в табл.5.2.

Расчет тока КЗ в точке К1:

Максимальный режим.

Схема замещения представлена на рис 5.3.

Рисунок 5.3 - Схема замещения для точки К1

                                           х = х1,max2=0.017+0.015=0.032 [о.е.];

                                            [о.е.];

Ток короткого замыкания в именованных единицах по формуле (5.8):

                                             [кА];

Ударный ток по формуле (5.10):

                                            [кА];

Минимальный режим.

Схема замещения рис 5.3, без изменений.

                                        х = х1,min2=0.025+0.015=0.04 [о.е.];

 

                                         [о.е.];

                                            

в именованных единицах:

                                                                          [кА];

ток двухфазного КЗ:

                                                                                                                                                                                                                                          

                     [кА].

Расчет тока КЗ в точке К13:

Максимальный режим.

Схема замещения на рис 5.4. а.

        Рисунок 5.4 а - Схема замещения для точки К13 (максимальный режим)

                                                                                                                     [о.е.];

 

                                                                                      [о.е.];

в именованных единицах:

                                                                                           [кА];

                                                                                   [кА].                          

Минимальный режим.

Схема замещения рис 5.4.б.

       Рисунок 5.4 б - Схема замещения для точки К13 (минимальный режим)

                                         

                                                                                                      [о.е.];

                                                                                  [о.е.];

                                                                                  [кА];

                                                                                  [кА] .                  

                                                                                                   

Расчет тока КЗ в точке К2

Максимальный режим.

Рисунок 5.5 - Схема замещения для точки К2 (максимальный режим)

             [о.е.];

                                              [о.е.];

в именованных единицах:

                                               [кА];

                                                [кА].

Минимальный режим.

        Рисунок 5.6 б Схема замещения для точки К2 (минимальный режим)

[о.е.];

           [о.е.];

                                                  [кА];

                                                   [кА].

Расчет тока КЗ для точки К14

Максимальный режим

 

         Рисунок 5.7 - Схема замещения для точки К14 (максимальный режим)

                   [о.е.];

                                              [о.е.];

                                              [кА];

                                               [кА].

Минимальный режим.

 

Рисунок 5.7 - Схема замещения для точки К14 (минимальный режим)

[о.е.];

       [о.е.];

                                                 [кА];

                                                 [кА].

Расчет тока КЗ для точки К5:

Максимальный режим.

Рисунок 5.8 - Схема замещения для точки К5 (максимальный режим)

 

            [о.е.];

                                               [о.е.];

                                               [кА];

                                                [кА].

Минимальный режим.

Рисунок 5.8 б - Схема замещения для точки К5 (минимальный режим)

 

[о.е.];

           [о.е.];

                                                  [кА];

                                                   [кА].

Таблица 5.2             Результаты расчета токов короткого замыкания

Точка КЗ

Максимальный ркжим

Минимальный режим

х ,

о.е.

I(3)к ,

о.е.

I(3)к ,

кА

Iуд ,

кА

х ,

о.е.

I(3)к ,

о.е.

I(3)к ,

кА

I(2)к ,

кА

К 1

0.032

31.25

1.56

3.55

0.04

25

1.25

1.08

К 13

0.0835

11.98

1.79

4.3

0.143

6.99

1.05

0.9

К 2

0.164

6.1

0.92

2.2

0.223

4.56

0.68

0.59

К 3

0.122

8.19

1.23

2.96

0.181

5.52

0.83

0.72

К 4

0.11

9.09

1.36

3.27

0.17

5.88

0.88

0.76

К 14

0.12

8.33

4.33

10.6

0.208

4.8

2.5

2.17

К 5

0.17

5.88

3.06

7.49

0.258

3.88

2.02

1.75

К 6

0.17

5.88

3.06

7.49

0.258

3.88

2.02

1.75

К 7

1.465

0.68

0.35

0.87

1.553

0.64

0.33

0.29

К 8

1.303

0.77

0.4

0.98

1.39

0.72

0.37

0.32

К 9

1.09

0.92

0.48

1.18

0.91

1.09

0.57

0.49

К 10

1.432

0.7

0.36

0.89

1.52

0.66

0.34

0.3

К 11

0.51

1.96

1.02

2.49

0.6

1.67

0.87

0.75

К 12

1.56

0.64

0.33

0.82

1.64

0.61

0.32

0.27

6 ВЫБОР  ЗАЩИТНОЙ  И КОММУТАЦИОННОЙ АППАРАТУРЫ

    Электрические аппараты, изоляторы и токоведущие устройства работают в условиях эксплуатации в трех основных режимах: длительном, перегрузки (с повышенной нагрузкой, которая для некоторых аппаратов достигает значения до 1,4 номинальной) и короткого замыкания (КЗ).

В длительном режиме надежная работа аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается правильным выбором их по номинальному напряжению и току.

В режиме перегрузки надежная работа аппаратов и других устройств электрических установок  обеспечивается ограничением значения и длительности повышения напряжения или тока в таких пределах, при которых еще гарантируется нормальная работа электрических установок за счет запаса мощности.

В режиме КЗ надежная работа аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается соответствием выбранных параметров устройств условиям термической и электродинамической стойкости. Для выключателей, предохранителей и выключателей нагрузки добавляется условие выбора их по отключающей способности.

6.1 Выбор  выключателей и разъединителей

Выключатели высокого напряжения, в соответствии с ГОСТ 687-78, должны выбираться по следующим параметрам [2]:

-по напряжению уставки:

                                    Uуст  Uном ;                                                          (6.1)

-по длительному току:

                                 Imax  Iном ;                                                             (6.2)

где Imax  - максимально возможный длительный ток через выключатель, А.

-по отключающей способности,  которая проверяется по следующим условиям:

1. Симметричный ток отключения :

                                            In,   I откл.ном ,                                                         (6.3)

где In,- действующее значение тока КЗ в момент времени , кА;

     I откл.ном – номинальный ток отключения выключателя, кА;

2. Возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:

                                          ,                                   (6.4)

где iа, =  - апериодическая составляющая тока КЗ, в момент расхождения контактов , кА;

iа,ном – номинальное допускаемое значение апериодической составляющей для времени , А;

н – нормативное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, % ;

Iпо – начальное значение периодической слагающей тока КЗ, кА;

- начальное время то начала КЗ до момента расхождения контактов, с;

                                       = tз,min+tс.в. ,                                                                (6.5)

где tз,min – минимальное время действия релейной защиты;

tс.в. – собственное время отключения выключателя, с;

Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с;

  

                                              н  ,                                                                    (6.6)

где   - расчетное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, % ;

                                             ;                                                      (6.7)

-проверка по включающей способности по двум условиям:

                                               iуд   iвкл;                                                                                                  (6.8)   

                                    Iп.о. Iвкл ,                                                              (6.9)

где iуд – ударный ток КЗ в цепи выключателя, кА;

iвкл – наибольший пик тока выключателя, кА;

Iвкл – номинальный ток выключателя [9], кА.

-на электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ:

                                     Iп.о Iдин ;                                                            (6.10)

                                      iуд  iдин,                                                            (6.11)

где Iдин – действительное значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ, кА;

iдин – наибольший пик (по справочнику для данного выключателя) [9], кА.

На термическую стойкость  выключатель проверяется по тепловому импульсу тока короткого замыкания:

                                      Вк  I2тер  tтер ;                                                  (6.12)

где Вк – тепловой импульс тока КЗ по расчету, кА2с;

Iтер – среднеквадратичное значение тока КЗ за время его протекания, кА;

tтер – длительность протекания тока термической стойкости, с.

          Расчет теплового импульса тока короткого замыкания для реальных энергосистем  проводиться по формуле [10]:

                                     Вк = I2по (tотка),                                              (6.13)

где tотк – время действия тока КЗ, с;

                                                   tотк = tр.з. + tотк.в ,                                             (6.14)

где tр.з. – время действия основной релейной защиты, с;

tотк.в – полное время отключения выключателя,с.

Для  примера проведем проверку выбранного выключателя 35 кВ, согласно условий (6.1-6.14):

                                                                   ,

где Рмах,нагр – нагрузка подстанции в режиме максимума;

 

                                                                                             [А];

по напряжению уставки:

                                    35кВ = 35кВ ;                                                            

по длительному току:

                                               72.14 А 1000 А;   

                                                                                                                             

 In,   I откл.ном ;:                                    1.56 кА 20 кА;  

 

=t з.мин + tс.в ;                           =0.01+0.05=0.06 [с];       

;                      [А];

                         ;                                                                      

  н  ;                                    4.9 % 36 %;

iуд   iвкл ;                                 3.55 кА   52 кА;

 Iп.о. Iвкл ;                                1.56 кА 20 кА;

Iп.о. Iдин ;                                 1.56 кА 20 кА;

Вк = I2по (tотка);                    Вк = 1.562  (1.08 + 0.02) = 2.68 [кА2с];

                                                tотк.=1+0.08 = 1.08 [с];

                                                                                   [кА2с];

                                                2.68 кА2с 1200 кА2с.

     В проекте предусмотрена установка на стороне 35 кВ вакуумных выключателей  Siemens 3AF 01, в качестве вводных и линейных.  Вакуумный выключатель Siemens 3AF 01 является трехполюсным открытым силовым выключателем для номинального напряжения до 36 кВ. Выключатель состоит из стальной конструкции приводной коробки с пружинным приводом и управляющими элементами, и  базовой рамы с тремя полюсами, снабженными установленными на фарфоровых изоляторах вакуумными ламповыми переключателями , а также шальтштангами. Внешний вид выключателя представлен на рис 6.1.

Рисунок 6.1 - Внешний вид выключателя Siemens 3AF 01

В эксплуатации выключатели чрезвычайно надежны, мало нуждаются в техническом обслуживании, имеют малые габариты и вес (840 кг.), не подвержены воздействию температурных колебаний и не представляют угрозы возгорания. Расчетный механический срок службы силовых выключателей при нормальных условиях эксплуатации составляет 10.000 циклов.

Встроенные в вакуумные ламповые переключатели допущены к применению в  соответствии с Предписанием по рентгеновскому излучению от 8.01.1987г. (Федеральный вестник законов I.стр.144) § 8 и ч.III абз.5 до значения установленного по DIN VDE/IEC номинального кратковременного переменного напряжения.

Для вывода в ремонт оборудования и обеспечения видимого разрыва, предусматриваем установку разъединителей РНДЗ-1(2)-35/1000  УХЛ1 Проверочный расчет выбора см. табл. 6.1

Таблица 6.1              Выбор аппаратуры на стороне 35 кВ

Условия выбора

Расчетные данные

Параметры

SIEMENS-3AF01 43

Uуст  Uном

35 кВ

35 Кв

I раб,max  Iном

158 А

1000 А

In,   I откл.ном

1.79 кА

20 кА

iуд  £ iвкл

4.3 кА

52 кА

Iп.о.£ Iвкл

1.79 кА

20 кА

Iп.о.£ Iдин

1.79 кА

20 кА

iуд  £ iдин

4.3 кА

52 кА

Вк  I2тер  tтер

2.68 кА2с

1200 кА2с

  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(ВВ)-это коммутационный аппарат нового поколения, в основе принципа действия которых лежит гашение возникающей при размыкании контактов электрической дуги в глубоком вакууме, а фиксация контактов вакуумных дугогасительных камер (ВДК) в замкнутом положении осуществляется за счет остаточной индукции приводных электромагнитов(“магнитная  защелка“).

Оригинальность конструкции ВВ/TEL позволила достичь следующих преимуществ по сравнению с другими коммутационными аппаратами:

  •  высокий механический и коммутационный ресурс;
  •  малые габариты и вес;
  •  небольшое потребление энергии по цепям управления;
  •  возможность управления по цепям постоянного, выпрямленного и переменного оперативного тока;
  •  простота встраивания в различные типы КРУ и КСО и удобство организации необходимых блокировок;
  •  отсутствие необходимости ремонта в течении всего срока службы;

Проверочный расчет выбора представлен в табл. 6.2

Таблица 6.2                    Выбор аппаратуры на стороне 10 кВ

        Условия

        выбора                  

      Численное

       Значение

 BB/tel-10-12.5/630У3

       UномUсети

    Uсети =10  кВ

       Uном=10кВ

       IномIраб,max

    Iраб,max=188.3А

       Iном =630А

        Iоткл  Iкз

       Iкз=4.33  кА

       Iоткл=12.5кА

        iпр.сквiуд

      iуд=10.6  кА

      Iпр.скв=12.5 кА

         I2t Bк

      Bк=66.3кА2с

               -  

6.2 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
          Выбор трансформаторов осуществляется:

- по напряжению установки Uцеп Uном ;
- по току
Ip max I1 ном ;
- по конструкции и классу точности ;
- по электродинамической стойкости
iуд iдин ;
- по термической стойкости
BkIT2tT ;
- по вторичной нагрузке  
Z2Z2ном ,                (6.15)
где
Z2 – сопротивление вторичной нагрузки трансформатора тока;
     
Z2,ном – номинальное допустимое сопротивление нагрузки трансформатора тока в  выбранном классе точности.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому принимаем Z2 r2. Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов

                             r2 = rприб + rпр + rk            (6.16)

Сопротивление приборов определяется по выражению:

                              rприб = Sприб/I22,              (6.17)  

где  
Sприб – мощность, потребляемая приборами;
      
I2  – вторичный номинальный ток приборов.
Сопротивление контактов принимаем равным 0,1 Ом.

Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие:

                             rприб + rпр + rкz2ном ,

откуда:

                              rпр = z2номrприбrк  ,                                         (6.18)


Зная
rпр, можно определить сечение соединительных проводов:


                                
q = ,                             (6.19)

где   – удельное сопротивление материала провода.

Применяем провода с медными жилами  = 0,0178 Ом/м.

- расчётная длина соединительных проводов.  

На стороне 35кВ устанавливаем трансформаторы тока, встроенный в силовой трансформатор типа ТВТ-35-I-150/5  по два на ввод.

Uном = 35 кВ ;   Uуст = 35 кВ ;
I1ном = 100А ;   Ip max = 72,14A ;
I2ном = 5А ;
iдин = 20 кА ;   iуд = 3,55 кА ;
Iт2tт = 52×3 = 75 кА2с;  Вк = 2,68 кА2с;

 z2ном = 1,2 Ом  в классе точности 0,5.

Обоснование выбора трансформаторов тока на стороне 35 кВ представлено в табл.6.3

Таблица 6.3        Выбор трансформаторов тока на стороне 35 кВ

         Условия

          выбора                  

       Численное

        Значение

ТВТ-35-I-150/5

(для силового

тр-ра)

 Uном Uсети

    Uсети =35 кВ

     Uном=35 кВ

Iном Iраб,max

    Iраб,max=72.14А

       Iном =150 А

 iдинiуд

     iуд=3.55  кА

       iдин=20 кА

 I2t Bк

     Bк=2.68 кА2с

I2t=133  кА2с

Проверяем трансформатор тока по вторичной нагрузке.

Подсчёт вторичной нагрузки приведён в табл 6.4.

Таблица 6.4.              Расчет вторичной нагрузки  для ТТ

Прибор

Тип

Нагрузка фазы, ВА

А

В

С

Амперметр

7-335

0,5

-

-

Амперметр

7-335

-

0,5

-

Амперметр

7-335

-

-

0,5

Ваттметр

Д – 335

0,5

-

0,5

Варметр

Д – 335

0,5

-

0,5

Счётчик активной энергии

САЗ – И674

2,5

-

2,5

Счётчик реактивной энергии

СРИ – И676

2,5

-

2,5

ИТОГО

6,5

0,5

6,5

Наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Общее сопротивление приборов:

                                   rприб=== 0.26[ Ом] .

Допустимое сопротивление проводов:

                                     rпр=z2номrприбrх = 1,2-0,26-0,1=0,84 [Ом].

Принимаем длину проводов ℓрасч=60м, тогда сечение:

                                   q===1,27[  мм2 ].

Принимаем контрольный медный кабель КРВГ с жилами сечением 1,5 мм2.

 

На стороне 35кВ устанавливаем трансформаторы тока встроенные в силовой трансформатор и трансформаторы для наружной установки. Расчётные данные для выбора и каталожные данные трансформаторов приведены в табл. 6.5.

Таблица 6.5          Выбор трансформаторов тока на стороне 35 кВ

Условия

Выбора

Численное

значение

на вводе

встроенный в силовой тр-р

на линии

ТФЗМ-35А-У1-200/5                  

ТВТ-35-III-200/5

ТФЗМ-35А-У1-100/5

UномUсети

Uсети =35 кВ

Uном=35 кВ

Uном=35 кВ

Uном=35 кВ

IномIраб,m

Iраб,max=158/ 92,8/65.2 А

Iном =200  А

Iном =200 А

Iном =75 А

iдинiуд

iуд=4.3 кА

iдин=42 кА

iдин=42 кА

iдин=15 кА

I2t Bк

Bк=2,68 кА2с

I2t=21 кА2с

I2t=21кА2с

I2t=6.9 кА2

z2≤ Zном

z2 =1.1 Ом

Zном=2 Ом

Zном=2 Ом

На стороне 10кВ устанавливаем трансформаторы тока встроенные в силовой трансформатор. Расчётные и каталожные данные для трансформаторов тока ТЛМ-10У3, устанавливаемых в линейных ячейках приведено в табл. 6.6.

Таблица 6.6              Выбор трансформаторов тока на стороне 10 кВ

  Условия

   выбора                  

на вводе

на отходящие фидера

расчетное

ТЛМ-10-2У3

200/5

расчетное

ТЛМ-10-2У3

100/5

Uном Uсети

Uсети =10   кВ

 Uном=10 кВ

Uсети =10 кВ

 Uном=10 кВ

Iном Iраб,max

Iраб,max=188,3 А

Iном =200 А

 Iраб,max= 20А

 Iном =100 А

iдинiуд

iуд= 10.6  кА

 iдин=52 кА

 Iуд=7,49 кА

 iдин=35.2 кА

I2t Bк

Bк=66.3 кА2с

I2t=119.1 кА2с

Bк=46.1кА2с

I2t=18.9кА2с

                                                                                                                                                                                                                                                       

6.3 Выбор трансформаторов напряжения

      Условие выбора трансформатора напряжения:

 

                                                Uном Uсети .                                                      

На стороне 35 кВ и 10 кВ устанавливаем трансформаторы типа НАМИ. Благодаря антирезонансным свойствам, НАМИ имеет повышенную надежность и устойчив к перемежающимся дуговым замыканиям сети на землю. Для обеспечения своей устойчивости он не требует принятия каких-либо дополнительных мер со стороны потребителя.

Трансформатор напряжения ,для защиты, подключаются через предохранители:

на 35 кВ -  ПКТ-102-35-20-8У3:           Uном=35 кВ, Iном пр.=50 А, Iоткл.ном=2.5 кА;

на 10 кВ -  ПКТ-104-10-200-12.5У3:      Uном=10кВ, Iном пр.=50 А, Iоткл.ном=2.5 кА.

7 Выбор кабелей и проводов.

Гибкие токопроводы применяются для связи трансформаторов с распред-устройствами всех напряжений. Согласно [4,c.232], гибкие токопроводы  проверяются:

- по электрической плотности тока

                                                q = ,                    (7.1)

где q – сечение провода, мм2;

      Iнорм – ток нормального режима, А;

      jэк – нормативная плотность тока, А/мм2.

Сечение, найденное по (7.1), округляется до ближайшего стандартного и проверяется по нагреву по (6.2).

Выбранное сечение проверяется на термическое действие тока:                                                qmin = ≤ q.

На  электродинамическую  стойкость  токопроводы  проверяются при

      

                                                       IK3 ≥ 20[кА]  и  iуд ≥ 50 [кА].

По [9,табл.6.5]  при Тmax = 6451час принимаем jэк = 1,0 А/мм2.

Выбор проводов 35кВ.

Iнорм = 92.8 А, тогда            q =  =        = 92.8[ мм2].

Ближайшее стандартное сечение – 95мм2. По [1] выбираем провод марки АС-95, Iдоп =330А.

Проверяем выбранное сечение на термическую стойкость:

                                   qmin = ==3,05 < 95[мм2].

Проверяем выбранное сечение по нагреву:

                                    Imax = 158A, что меньше  Iдоп=330А.

Проверка на электродинамическую стойкость не требуется, т.к.                                                IK3 =1.79кА<20кА  и  iуд = 4.3кА < 50кА.

Выбор кабельной  линии на стороне 10 кВ

Условие выбора кабелей:

                                                        Uном Uсети ;

                                                        Sэ=Iраб/jэк ,

где jэк=1,4 для кабелей,  согласно ПУЭ.

                                                        IрабIдоп;

                                                        Sмин=   ,

где    ct =98     [А2с/мм2] – для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией и алюминиевой жилой.

                                                        Iраб= 94 [А ];

                                                 Sэ= 94/1.4=55.29  [мм2 ];

                                              Sмин =     [ мм2 ].

Принимаем сечение кабеля  S=95  мм2 . Выбираем кабель марки ААШв на 10 кВ для прокладки в кабельных каналах.

8 РАСЧЕТ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОДСТАНЦИИ

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

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

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

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

Для питания оперативных цепей может применяться переменный и постоянный ток. Постоянный оперативный ток применяется на подстанциях 110-220кВ с числом масляных выключателей три и более. Для питания оперативных цепей постоянным током предусматривается установка аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядного агрегата типа ВАЗП. Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам собственных нужд с учётом коэффициента загрузки и одновременности, [9,c.475]:

                       Sрасч = Кс,      (8.1)

где Sрасч – расчётная мощность потребителей собственных нужд;

      Руст, Qуст – установленные активная и реактивная мощности подстанции.

      Кс – коэффициент спроса, учитывающий коэффициент загрузки и одновременности. В расчете принимаем Кс = 0,8.

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

                                                  ST ≥ ,          (8.2)

где КП – коэффициент допустимой аварийной нагрузки. В расчётах принимаем КП =1,4.

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

Таблица 8.1.              Нагрузки собственных нужд подстанции.

Вид потребителя

Руст
единицы,
кВт

Cosφ

Qуст
единицы,
кВар

Кол-во

Руст,
кВт

Qуст,
кВар

Охлаждение трансформатора

ТДТН-2500

1,2

0,85

0,74

2

2,4

1,48

Подогрев выключателей
и их приводов

- ВМТ-35

1,5

1

0

3

4,5

0

- Выключатель Siemens

1,5

1

0

7

10,5

0

Подогрев шкафов КРУН

1

1

0

22

22

0

Подогрев приводов разъединителей

1

1

0

50

50

0

Освещение ОРУ-35кВ

2

1

0

1

2

0

Оперативные цепи блокировки

0,5

1

0

-

0,5

0

Зарядно-подзарядный агрегат

16

1

0

2

32

0

Освещение, отопление ОПУ

65

1

0

-

65

0

ИТОГО

188,9

1,48

Расчётная мощность потребителей собственных нужд :

                     Sрасч = 0,8=151,12 [кА].

Мощность трансформаторов собственных нужд :

                      ST = = =107,95  [кВА].

Выбираем 2 трансформатора типа ТМ – 160/10, Sном=160кВА.

                                                            

9 РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

Релейную защиту подстанции выполняем на базе блоков микропроцессорной релейной защиты (БМРЗ), поставляемых

ООО НТЦ «Механотроника» г.Санкт-Петербург. Внешний вид БМРЗ представлен на рис 8.1.                                                                                       

     

Рисунок 9.1 - Внешний вид БМРЗ

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

БМРЗ обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:

выполнение функций защит, автоматики и управления, определенных “Правилами устройства электроустановок” (ПУЭ);

сигнализацию срабатывания защит и автоматики, положения коммутационных аппаратов, неисправности БМРЗ;

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

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

осциллографирование аварийных процессов;

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

учет количества отключений выключателя и циклов АПВ;

пофазный учет токов при аварийных отключениях выключателя;

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

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

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

двусторонний обмен информацией с АСУ  и ПЭВМ по стандартным последовательным каналам связи;

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

Питание цепей релейной защиты и автоматики (РЗА) осуществляется на постоянном и переменном оперативном токе от аккумуляторной батареи 220 В.

В приложении Е представлена структурная схема релейной защиты подстанции с применением блоков БМРЗ предлагаемых модификаций:

БМРЗ-КЛ - защита кабельных и воздушных линий;

БМРЗ-СВ - защита секционных выключателей;

БМРЗ-ВВ - защита выключателей вводов;

БМРЗ-ТР - защита трансформаторов

9.1 Расчет релейной защиты отходящих линий

Согласно ПУЭ[с.315], для линий в сетях с изолированной нейтралью, должны быть предусмотрены устройства от многофазных и однофазных замыканий. Защита выполняется одно-, двух-, или трехлинейной в зависимости и надежности.

На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться  защита: первая ступень – токовая отсечка, вторая ступень – МТЗ с независимой или зависимой выдержкой времени.

На линиях 35 кВ трехступенчатая защита: отсечка, отсечка с выдержкой времени и МТЗ.

Токовая отсечка:

                                  Iс.о. = kн I(3)к ,     (9.1)

где kн – коэффициент надежности,  kн =1,1;

      I(3)к – максимальный ток трехфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии,

Максимальная токовая защита:

                                                            (9.2)

где kзап - коэффициент запаса, учитывающий погрешность реле, неточности расчета, принимаем kзап =1,1;

kв - коэффициент возврата реле, для БМРЗ kв = 0,98;

      kсз -  коэффициент самозапуска, учитывает возможность увеличения тока в защищаемой линии вследствие самозапуска электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения К.З.;

Ipmax - максимальный  ток в линии в нормальном режиме.

Чувствительность защиты считается достаточной, если при К.З. в конце защищаемого участка Кч>1,5 , а при К.З. в конце резервируемого участка Кч>1,2 Коэффициент чувствительности защиты:

                                            ,                      (9.3)

                                     

где I(2)к,min – минимальный ток двухфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии, см табл.3.2;

        Ток срабатывания реле определяется из выражения:

                                                     ,       (9.4)

где Кт - коэффициент   трансформации трансформатора тока;

     kсх - коэффициент схемы, зависит от способа соединения                трансформаторов тока и имеет значения 1 - при соединении в полную и неполную звезду и 3- при  включении реле на разность токов двух фаз.

Избирательность защиты обеспечивается выбором выдержки времени по условию:

                                              tс.з.=tс.з.пред+t   ,         (9.5)                                           

где tс.з.пред – время срабатывания защиты предыдущей ступени. в нашем случае это время перегорания плавких вставок предохранителей в конце линий 10 кВ, или время срабатывания МТЗ трансформаторов 35/10 кВ в конце линий 35 кВ. Примем время срабатывания плавких вставок tпл.вст.=0,1 с, время срабатывания МТЗ трансформаторов tпред.МТЗ= 1,3-1,6 с

      t - ступень избирательности, в расчетах принимается равной 0,6-1с- для защит с ограниченной зависимостью от тока К.З. характеристикой времени срабатывания и 0,3-0,6с- 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. В сетях простой конфигурации допускается применение только общего устройства неизберательной  сигнализации, контролирующего состояние изоляции в системе данного напряжения.

  

Рассчитаем уставки линии 10 кВ ф.Центр-1:

Ток срабатывания отсечки:

                                  Iс.о. = 1.1 3060=3366[А] ,     (9.6)

Максимальная токовая защита:

                                             [A]  ,    (9.7)

                                         

Коэффициент чувствительности защиты:

                                       1.5     (9.8)

Ток срабатывания отсечки :

                                                   [A]  ,     (9.9)

Ток срабатывания  МТЗ :

                                              [A]  ,              (9.10)                                

Время срабатывания МТЗ:

                                              tс.з.=0,7+0,4 [c]   .     (9.11)                                           

Аналогично рассчитываем уставки остальных линий, результаты расчета сводим в табл 9.1.

Таблица 9.1                              Уставки защит линий

Линия

I(3)max

А

I(2)min

А

Iраб,max

А

Iс.о.

А

Iс.з.

А

Iс.р

А

Кт

kч

tмтз

с

tотс

с

Собственные нужды

920

590

38,67

1012

108,3

5,4

100/5

5,4

2,3

1,8

Нижний склад

1230

720

71,78

1353

200,9

10

100/5

3,6

2,3

1,8

Пихтово

1360

760

63,59

1496

178

8,9

100/5

4,3

2,3

1,8

Талицы

3060

1750

50,7

3366

141,9

3,5

200/5

12,3

0,6

-

Красавино

3060

1750

75,89

3366

227,6

5,7

200/5

7,7

0,6

-

Завод

350

290

7,58

385

22,7

1,1

100/5

12,8

0,6

-

Ломоватка

400

320

7,58

440

22,7

1,1

100/5

14

0,6

-

Глебово

480

490

6,9

528

20,7

1,0

100/5

23,7

0,6

-

Расчетные данные уставок табл. 9.1 вводим в блок БМРЗ с встроенной клавиатуры или через «ноутбук».

9.2 Расчет  защиты  силовых  трансформаторов

В соответствии с ПУЭ, для силового трансформатора 10000 кВА должны выполнятся защиты: дифференциальная токовая и газовая, которые используются в качестве основных защит, максимальная токовая защита (МТЗ), используемая в качестве резервной, и защита от перегрузки с действием на сигнал. 

9.2.1. Дифференциальная защита трансформаторов

Дифференциальную защиту трансформатора выполняем на блоке БМРЗ-ДТ. БМРЗ-ДТ имеет грубую (дифференциальная токовая отсечка) и чувствительную ступень защиты (защита с торможением), а также некоторые сервисные функции:

- балансировка плеч дифференциальной защиты;

- осциллографирование аварийных процессов;

- временная диаграмма переходных процессов.

Балансировка плеч защиты выполняется блоком в цифровой форме на основе информации о силовом трансформаторе и высоковольтных трансформаторах тока, вводимой пользователем. в блоке предусмотрены два режима балансировки ручной и с автоматической подстройкой  к положению РПН. Отстройка то токов нулевой последовательности на стороне заземленной нейтрали при схеме соединения ТТ «звезда» производится автоматически в цифровой форме.

Проведем расчет дифференциальной защиты с торможением традиционным способом:

  1)  Определим значения первичных и вторичных токов плеч дифференциальной защиты:

   а)  Находим первичные номинальные токи трансформатора по формуле:

                                                   I1ном=Sном тр/3Uном ,                                (9.11)

где  Sном.тр – номинальная мощность трансформатора;

      Uном – номинальное напряжение.

   б)  Находим вторичные номинальные токи трансформатора по формуле:

                                                I2ном=I1номkсх /ki  ,                                            (9.12)

где    ki - коэффициент трансформации ТТ (с учетом возможных перегрузок ki=150/5 для стороны ВН, ki=200/5 для стороны  СН и ki=600/5 для стороны НН );

           kсх - коэффициент схемы, показывающий во сколько раз ток в реле защиты больше чем вторичный ток ТТ. Для схем соединения ТТ в звезду   kсх=1, для схем, соединенных в треугольник kсх=3.

    Расчет сводим в таблицу 9.1.

Таблица 9.2     Результаты расчета вторичных токов в плечах защиты

Наименование величины

Численное значение для стороны

35 кВ

10 кВ

Первичные номинальные токи трансформатора, А

10000/335=165

10000/310=577.4

Коэффициенты трансформации трансформаторов тока, kI

300/5

600/5

Схемы соединения трансформаторов тока

Y

Вторичные токи в плечах защиты, А

16535/300=4.76

577.45/600=4.81

2) Определяем первичный ток срабатывания защиты, максимальное значение которого выбирается из двух условий:

а) условие отстройки от тока небаланса:

          

                                          Iс.з.  kн  Iнб ,                                                    (9.13)

где Iнб – ток небаланса дифференциальной защиты;

      kн – коэффициент надежности, принимается равным 1.3;

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

                                          Iнб=kаперkоднIк.макс ;                                    (9.14)

где  Iк.макс- периодическая слагающая тока (при t=0) при расчетном внешнем трехфазном КЗ ;

      - полная допустимая погрешность трансформатора тока, =0.1;

           kодн- коэффициент однотипности, принимается равным 1, если на всех сторонах трансформатора имеется не более одного выключателя;

 kапер - коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей в полном токе КЗ.

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

                                               I”нб = U Iк.макс ,                                               (9.15)

где U - относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на сторонах защищаемого трансформатора и принимаемые половине суммарного (полного) диапазона регулирования напряжения на соответствующей стороне, в нашем случае,       U= + 16 % .

       б) условие отстройки от броска тока намагничивания:

                                          Iс.з. kн  Iном.тр,                                                  (9.16)

 

где Iном.тр. – номинальный ток защищаемого трансформатора;

      kн – коэффициент отстройки защиты от броска тока намагничивания, принимается равным 1.1-1.3;

По выражениям (9.13-9.16) определяем ток срабатывания защиты:

за основную сторону принимаем ту, где больше номинальный вторичный ток трансформаторов тока, т.е. сторону 10 кВ,

       

                                     Iнб=110.14330 = 433 [А];

                                     Iнб=433016/100 = 692,8 [А];

                                     Iнб = 433+692,8 = 1125,8.[A].

Отсюда:

                                    Iс.з.1 = 11251,3= 1462,5[А];

                                     Iс.з.2= 577,41,2=692,9[А].

Из двух значений  Iс.з. выбираем большее.  

9.2.2 Максимальная токовая защита

МТЗ трансформатора служит для защиты от токов внешних КЗ.

Выбор тока срабатывания максимальной защиты определяется по формуле:

                                                                          

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

       kсзп – коэффициент самозапуска двигателей нагрузки, kсзп=1, т.к. защита имеет пуск по напряжению, посредством которого защита отстроена от самозапуска;

       kв – коэффициент возврата реле, для БМРЗ  kв= 0,98.

     1,4 – коэффициент допустимой перегрузки;

       Iт.ном – номинальный ток трансформатора на соответствующей стороне.

                      

                        Iс.з.с=1.111.410000/0.98335=259.22 [ А];

                        Iс.з.н=1.111.410000/0.98310=907.26 [А];

 

    Определим ток уставки БМРЗ  :

                                  Iс.р.в=82.4735/100=7.1 [А];

                                 Iс.р.в=259.2235/200=11.2 [А];

                                 Iс.р.в=907.2635/200=39.28 [А];

9.2.3 Защита от перегрузки

 Выбор напряжения срабатывания защиты определяется по формуле:

                                         

                                                                                        (9.17)

где   Uном – номинальное напряжение сети.

                                      [кВ];

                                      [кВ].

    Определим напряжение срабатывания реле:

                                                                                                     (9.18)

где   kн – коэффициент трансформации трансформатора напряжения, установленного на шинах 10 кВ, от которого питаются реле комбинированного пускового органа защиты.

        

9.2.4 Газовая  защита  трансформаторов

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

    Газовая защита поставляется с газовым реле Бухгольца BF 80/Q (B – реле с двумя элементами, F – с фланцем, 80 – внутренний диаметр фланца в мм, Q – фланец квадратной формы).

    В зависимости от вида и развития повреждения трансформатора возможна последовательная работа сигнального и отключающего элементов реле или их одновременная работа.

9.3. Расчет устройств автоматики установленных на подстанции

Устройствами автоматики, установленными на подстанции, предусматривается устранение аварий, связанных:

с повреждениями на шинах 10 кВ;

с повреждениями силовых трансформаторов и трансформаторов С.Н.;

с отключением после неуспешного действия АПВ одной из питающих линий.

Аварии ликвидируются действием следующих автоматических устройств:

АПВ выключателей 10 кВ трансформаторов (АПВТ);

АВР секционного выключателя 10 кВ;

АПВ на питающей линии.

9.3.1 Автоматическое включение резерва.

Функция автоматического включения резерва (АВР) выполняется совместными действиями БМРЗ-СВ (секционный выключатель) и двух БМРЗ-ВВ(вводные выключатели).

БМРЗ-ВВ выполняет следующие функции:

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

выполняет АВР без выдержки времени при срабатывании защит трансформатора;

контролирует параметры напряжения на секции и формирует сигнал “Разрешение АВР” для БМРЗ-ВВ соседней секции.

БМРЗ-СВ выполняет команды “Включение”, поступающие от БМРЗ-ВВ, без выдержки времени.

Исходной информацией для пуска и срабатывания АВР является уровень напряжений UАВ, UВС и UВНР, контролируемых БМРЗ-ВВ, положение силового выключателя ввода (“Вкл.”/”Откл”), а также наличие сигнала "Разрешение АВР" от БМРЗВВ  соседней секции.

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

    1)  Напряжение срабатывания защиты минимального действия:

                                                                                   

                                                  [c].

    2)  Уставка  на резервном источнике определяется из условия отстройки от минимального рабочего напряжения :

                                                                                             

                                                     [с].

9.4 Защита трансформатора собственных нужд

Для защиты трансформаторов собственных нужд выбираем предохранители типа ПКТ из условий отстройки от максимального рабочего тока и от броска тока намагничивания при включении трансформатора на холостой ход.

              

По второму условию обычно принимают номинальный ток плавкой вставки равным

Iном.пл.вст = 2,0 IномТ = 2,0 9,2 = 18,4 А ,

где 2,0 - коэффициент отстройки от броска тока намагничивания трансформатора.

Реально бросок тока намагничивания может достигать (6-8) IномТ, но с учетом времени плавления вставки предохранителя расчетная кратность этого тока может быть уменьшена.

Выбираем для трансформатора ТМ-160кВА предохранитель с номинальным током 20 А. Результаты расчетов сводим в таблицу. Необходимость в установке со стороны НН дополнительного защитного устройства можно обосновать только после расчета МТЗ линий.

10 ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

       10.1 Технико-экономическое сравнение вариантов схемы электроснабжения

Рассматриваемые варианты систем электроснабжения приведены в приложении А (Рисунок 1 и рисунок 2).

Полные приведенные затраты на трансформаторы определяются по выражению:

                         ,                                         (10.1)

где  E– норма дисконта, ;

– полные капитальные затраты с учётом стоимости трансформаторов;

– стоимость потерь в трансформаторе;

– затраты на обслуживание ремонт и амортизацию.

                               ,                                       (10.2)

где  – цена трансформаторов,  тыс. руб,  тыс. руб;(цены на 2006г)

 – индекс цен оборудования (на 2006г);

 – коэффициент, учитывающий транспортно заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования;

 – коэффициент учитывающий затраты на строительные работы;

 – коэффициент учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования.

 тыс. руб.;

 тыс. руб.

                         ,                               (10.3)

где  – стоимость 1кВт/ч электроэнергии,  (на ноябрь 2006г.);

 – годовое число часов работы трансформатора, ;

 – потери холостого хода,  кВт,  кВт;

 – потери короткого замыкания,  кВт,  кВт;

 – время максимальных потерь,

Sр=2350

Ип.тр1=2,18·(2·2,8·8760+·18·2700·)=334,7 тыс.руб

Ип.тр2=2,18· (3,9·8760+·25·2700)=204,5 тыс.руб

, (10.4)

где  норма амортизационных отчислений;

 - норма обслуживания оборудования;

 - норма ремонта оборудования.

 тыс. руб.;

тыс. руб.;

ЗΣ=0,25·2015+334,7+149,11=987,2

ЗΣ=0,25·1796+204,5+132,904=786,404

Определим суммарные приведенные затраты на ВЛ по формуле:

ЗΣ=Е·Кн..влп.влобсл,рем,ам                                                 (10.5)

где   – норма дисконта, Е=0,25; Кн.вл– полные капитальные затраты с учётом стоимости оборудования и монтажных работ; Ип.вл– стоимость потерь в воздушных линиях; – затраты на обслуживание, ремонт и амортизацию.

,                  

где С0 – стоимость 1кВтч, руб, С0=2,18 руб/кВт·ч; Wвл – годовые потери в воздушной линии, кВтч.

    (10.6)                                                                                   

                                                     

где – Iр – расчетный ток в воздушных линиях, А; r0 – удельное активное сопротивление воздушной линии, Ом/км; l – длина линии, м; – время максимальных потерь.

.

Так как трансформаторы работают весь год, то Тmax=8760 ч.

ч.

Ип.вл1=2,18·3·120·0,129·2,6·8760=276,7 тыс.руб

Ип.вл1=2,18·3·120·0,129·1,4·8760=148,9 тыс руб

                      ,                                        (10.7)

                                      

где Ц– цена на оборудование (цены на 2006г), тыс. руб.  – индекс цен оборудования (I=1);  – коэффициент учитывающий транспортно заготовительные работы связанные с приобретением оборудования, ( для оборудования с небольшой массой, =0,05 для оборудования с массой более 1т.);  – коэффициент учитывающий затраты на строительные работы; (в зависимости от массы и сложности оборудования);

– коэффициент учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования ( от оптовой цены на оборудование).

тыс.руб.

 тыс. руб.

,  (10.8)

где  норма амортизационных отчислений;  - норма обслуживания оборудования;  - норма ремонта оборудования.

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс.руб.

тыс. руб.

Определим суммарные приведенные затраты на один выключатель:

,     (10.9)

где   – норма дисконта, Е=0,25; – полные капитальные затраты с учётом стоимости оборудования и монтажных работ; – затраты на обслуживание, ремонт и амортизацию.

          ,                         (10.10)

где Ц– цена на оборудование (цены на 2006г), тыс. руб. – индекс цен оборудования (I=1);  – коэффициент учитывающий транспортно заготовительные работы связанные с приобретением оборудования, ( для оборудования с небольшой массой, =0,05 для оборудования с массой более 1т.);  – коэффициент учитывающий затраты на строительные работы  (в зависимости от массы и сложности оборудования);  – коэффициент учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования ( от оптовой цены на оборудование).

тыс. руб;

,  (10.11)

где  норма амортизационных отчислений;  - норма обслуживания оборудования;  - норма ремонта оборудования.

тыс. руб;

тыс. руб.

      Результаты расчетов для рассмотренных вариантов схем систем электроснабжения приведены в таблице 9.1

Таблица 10.1  Результаты технико-экономического сравнения вариантов СЭС

Вариант

1

2

Тип ТП

1х2500

2х1600

Полные капитальные вложения на КТП, Ктп, тыс.руб.

1796

2015

Полные издержки на КТП,  

Итп, тыс.руб.

337,4

483,8

Затраты на ТП, ЗΣтп,тыс.руб.

786,404

987,2

Полные капитальные вложения на ВЛ, Квл, тыс.руб.

2381

2470

Полные издержки на ВЛ,

Ивл, тыс.руб.

329,2

450,6

Длина воздушных линий, м

1400

2600

Затраты на ВЛ, ЗΣкл, тыс.руб.

1344

1394

                                                   Продолжение таблицы 10.1

Кол-во выключателей, шт.

8

13

Затраты на выключатели, ЗΣвк, тыс.руб.

279,2

453,7

Полные капитальные вложения на ВК,Квк, тыс.руб.

107,97

107,97

Полные издежки на ВК,

Ивк, тыс.руб.

7,99

7,99

Суммарные капитальные вложения на СЭС КΣ, тыс руб

4285

4593

Суммарные издержки на СЭС ИΣ тыс

674,6

942,4

Суммарные затраты на СЭС,ЗΣ тыс.руб

2409,6

2834,9

Организационно-технические мероприятия, проводимые на действующем предприятии, во многих случаях требуют дополнительных инвестиций. Эти затраты экономически оправданы, если они обеспечивают предприятию достаточную прибыль, обусловленную экономией на текущих затратах.

Количественным показателем экономической эффективности мероприятия является годовой экономический эффект (Э) или экономия на приведенных затратах.

Если при внедрении мероприятия выпуск продукции не изменяется, то

,

где З1, И1, К1 – соответственно для базового варианта значения годовых приведенных затрат, текущих издержек по эксплуатации оборудования и капитальных вложений;

З2, И2, К2 – соответственно для внедряемого варианта значения годовых приведенных затрат, текущих издержек по эксплуатации оборудования и капитальных вложений;

- экономия на текущих издержках по эксплуатации оборудования;

- экономия на капитальных вложениях или дополнительные капиталовложения (инвестиции).

Исходные данные для расчета экономического эффекта, эффективности и срока окупаемости берем из основной части дипломного проекта по электроснабженческой части:

1)По 1 варианту СЭС:

З= 2409,6 т.р.; И1 = 674,6 т.р.; К1 = 4285т.р.;

2)По 2 варианту СЭС:

З2 = 2834,9 т.р.; И2 = 942,4т.р.; К2 = 4593 т.р.

                                

Э=2834,9-2409,6=425,3 т.р.

Тон==1,1 года

.

Вариант КТП с одним трансформатором мощностью  кВА на основе технико-экономического расчета оказался выгоднее, потому что суммарные капитальные вложения и суммарные издержки меньше в 1 варианте, его и принимаем за основной в последующих расчетах.

10.2 Расчет сметы затрат на строительно-монтажные работы объекта

10.2.1 Спецификация электрооборудования

На основании схемы подстанции разрабатывается смета-спецификация оборудования, содержащая список монтируемого оборудования и расходных материалов, которые включаются в смету. Смета-спецификация является упрощенной формой «Ведомости необходимого для выполнения всего объема работ электротехнического оборудования и вспомогательных материалов».

Таблица 10.2 Смета-спецификация оборудования и материалов,применяемых при монтаже схемы электроснабжения подстанции «Ломоватка»

п/п

Наименование оборудования и материалов

Тип, мощность

Ед. измер.

Коли-чество

1

2

3

4

5

1

Трансформатор силовой

ТМ-2500/35/10

шт.

1

2

Трансформатор напряжения

НАМИ-35

шт.

1

3

Трансформатор силовой

ТМ-160/10/0,4

шт.

1

4

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

шт.

1

5

Трансформатор тока

ТФН-35

компл.

4

6

Трансформатор тока

ТВ-35

компл.

2

7

Трансформатор тока

ТЛК-10

шт.

42

8

Разъединитель

РДЗ-2-35

компл.

1

9

Разъединитель

РЛНД-10

компл.

8

10

Выключатель

ВБЭП-35

шт.

1

11

Выключатель

ВМПЭ-10

компл.

7

12

Предохранитель

ПКН-001-35

шт.

3

13

Предохранитель

ПК-10

шт.

6

14

Ограничитель напряжения

ОПНР-10

компл.

2

15

Ячейки

К-59

шт.

8

10.2.2. Составление сметы затрат на строительно-монтажные работы

Полная сметная стоимость строительно-монтажных работ является обоснованием необходимого объема инвестиций (капитальных вложений)..

Для расчетов используются ТЕРм 81-03-08-2001 и прайсы фирм-поставщиков электрооборудования и кабельной продукции.

Локальная смета затрат на строительные и монтажные работы и стоимость оборудования приведена в приложении Б.

Основные показатели, определяемые по смете, составляют:

  •  стоимость оборудования (в текущих ценах) =3373081,00 руб.;
  •  стоимость материалов (в текущих ценах) =19552,80 руб.;
  •  стоимость материалов = 6934,29 руб.;
  •  стоимость монтажных и демотнажных работ + =26403,32+13201,66=39604,98 руб.;
  •  стоимость эксплуатации машин при выполнении монтажных и демонтажных работ +=10893,90+5743,32=16637,22 руб.;
  •  заработная плата рабочих при выполнении монтажных и демонтажных работ +=  7982,58+3991,29=11973,87 руб.;
  •  заработная плата машинистов при выполнении монтажных и демонтажных работ +=  913,66+456,83=1370,49 руб.;
  •  затраты труда рабочих  Т М + ТД = 758,62+379,31=1137,93 чел.-ч.

10.2.3. Пересчет сметы в цены 2006 года.

Произведем детальный пересчет локальной сметы. При этом индексируются следующие элементы локальной сметы: фонд заработной платы (основная заработная плата и заработная плата машинистов); затраты по эксплуатации машин; стоимость оборудования и материалов.

1). Затраты на основное технологическое оборудование в текущих ценах расчетного года:

= 3373081,00 руб.

2). Затраты на материалы в текущих ценах расчетного года τ:

,

где  – стоимость материалов в базисных ценах (в ценах 2001 г.), руб.;

 – базисные индексы удорожания материалов к расчетному году τ, отн. ед.

3). Затраты на основную заработную плату по монтажу и на заработную плату по эксплуатации машин в текущих ценах:

,

где  – основная заработная плата работников, в т.ч. выполняющих строительно-монтажные работы (), и машинистов () в расценках базисного периода, руб.;

 – базисный индекс увеличения заработной платы к расчетному году τ, отн. ед.

4). Затраты по эксплуатации машин в текущих ценах (за вычетом заработной платы машинистов)

,

где  – затраты по эксплуатации машин  в расценках базисного периода, руб.;

 – базисный индекс удорожания эксплуатации машин к расчетному году τ, отн. ед.

Cэм=(16637,22-1370,49)∙3,05=46563,5 руб.

Всего прямых затрат в текущих ценах:

руб.

 

Накладные расходы зависят от величины основной заработной платы рабочих (строителей и механизаторов) по смете:

,

где  Сзп – суммарная величина основной заработной платы рабочих строителей (Сзс с) и механизаторов (Сзп м ), руб.;

 Iзп – индекс текущего уровня заработной платы в строительстве по отношению к уровню 2000 г., отн. ед.;

Кн – норматив накладных расходов, рекомендуемый Госстроем России, %.

Для электромонтажных работ - 95%.

 руб.

Размер сметной прибыли определяется на основе рекомендуемых общеотраслевых нормативов от оплаты труда рабочих:

,

где  Сзп  – суммарная величина основной заработной платы рабочих строителей (Сзс с) и механизаторов (Сзп м), руб.

В настоящее время укрупненный норматив сметной прибыли  Кп установлен в размере 65% от фонда оплаты труда рабочих (строителей и механизаторов).

Рсм  = (7982,58+913,66) . 6,3 . 0,65 = 36430 руб.

Всего затрат на монтажные работы в текущих ценах:

Ссмр = Спз + Сн + Рсм;

Ссмр = 151884,5+ 53243 + 36430 = 241557,5 руб.

Затраты на приобретение основного и вспомогательного технологического оборудования включают стоимость самого оборудования и дополнительные затраты, связанные с его приобретением:

,

где   – стоимость основного технологического оборудования, которая определяются оптово-розничными ценами торгующих организаций, руб.;

 – дополнительные затраты, связанные с приобретением оборудования, руб.

Стоимость основного технологического оборудования определяется по локальной смете  Со = 3373081,00 руб.

При составлении локальных смет на приобретаемое оборудование учитываются дополнительные затраты на тару и упаковку, транспортные расходы, заготовительно-складские расходы и наценка торговых организаций:

,

где   – стоимость запасных частей, руб.;

 – расходы на тару и упаковку, руб.

 – транспортные расходы, руб.

 – стоимость услуг посреднических и сбытовых организаций, руб.;

 – расходы на комплектацию, руб;

 – заготовительно-складские расходы, руб.

Все составляющие дополнительных расходов, связанных с приобретением оборудования, в соответствии с нормативными документами определяются как доля от сметной стоимости оборудования:

1. Стоимость запасных частей:

,

где   Кзч – коэффициент, учитывающий стоимость запасных частей            Кзч = 0,02.

руб.

2. Расходы на тару и упаковку:

,

где  Кту – коэффициент, учитывающий расходы на тару и упаковку, принимается равным для электрооборудования Кту =0,015.

руб.

3. Транспортные расходы:

,

где Ктр – транспортные расходы Ктр= 0,03 - 0,06.

руб.

4. Стоимость услуг посреднических и сбытовых организаций:

,

где Ксб – снабженческо-сбытовая наценка Ксб =0,05.

руб.

5. Расходы на комплектацию:

,

где Кком – коэффициент, учитывающий расходы на комплектацию                                      Кком = 0,005…0,01.

Ском=0,01∙3373081,00=33730,81 руб.

6. Заготовительно-складские расходы:

,

 где  Кзс – коэффициент, учитывающий заготовительно-складские расходы     Кзс = 0,012.

руб.

Сдо = 67461,62+ 50596,21+168654,05 +168654,05 +40476,97 +33730,81 =

=529573,71 руб.

Соб  = Со + Сдо 

Соб= 3373081,00 + 529573,71 = 3902654,71 руб.

3). Сметная стоимость материалов, изделий и конструкций определяется следующим образом:

Смат = (Сопт + Стр + Сту) . Кзс ,

где  Сопт – отпускная цена поставщика на материалы, изделия или конструкции, руб.;

Стр – транспортные расходы, руб.;

Сту – расходы на тару и упаковку, руб.;

Кзс – коэффициент, учитывающий заготовительно-складские расходы,             Кзс = 1,012.

Сопт = 19552,80 руб.

Стр = 0,05 . 19552,80 = 977,64 руб.

Сту = 0,015 . 19552,80 = 293,29 руб.

Смат = ( 19552,80 + 977,64 + 293,29 ) . 1,012 = 21073,6 руб.

Лимитированные и прочие затраты

1. Затраты на временные здания и сооружения включают в себя средства на строительство и разборку титульных временных зданий и сооружений, специально возводимых на период строительства (склады, производственные, вспомогательные, жилые и общественные здания и сооружения):

,

где  – затраты на строительно-монтажные работы в текущих ценах расчетного года, руб.

 – сметная норма затрат, учитывающая дополнительные затраты на временные здания и сооружения, отн. ед.

Для трансформаторных подстанций 35 кВт и выше и прочих объектов энергетического строительства Квз = 0,039.

2. Расчет дополнительных затрат при производстве работ в зимнее время осуществляется по формуле:

,

где   – среднегодовая сметная норма, учитывающая дополнительные затраты строительной организации при работе в зимнее время, отн. ед.

 – поправочный коэффициент, учитывающий изменение продолжительности расчетного зимнего периода и количества ветреных дней, отн. ед.

3. Затраты на подвижной и разъездной характер работы:

,

где  – суммарная величина основной заработной платы рабочих строителей () и механизаторов , руб.;

 – коэффициент, учитывающий увеличение затрат строительной организации, связанных с разъездным и подвижным характером работы,
отн. ед.

4.Затраты на перевозку крупногабаритных и тяжеловесных грузов:

,

где  – коэффициент, учитывающий дополнительные затраты строительной организации, связанные с перевозкой крупногабаритных и тяжеловесных грузов,

5. Средства на покрытие затрат строительных организаций по платежам (страховым взносам) на добровольное страхование:

,                                              (10.12)

где  – коэффициент, учитывающий дополнительные затраты строительной организации на осуществление добровольного страхования деятельности,

6. Затраты, связанные с отчислениями в фонд научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР):

,

где  – коэффициент, учитывающий затраты на НИОКР, ;

 – стоимость оборудования в текущих ценах, руб.;

 – стоимость материалов в текущих ценах, руб.;

 – стоимость строительно-монтажных работ в текущих ценах, руб.

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

,

где  – сметная норма, учитывающая размер средств на премирование за ввод в действие объекта, .

8. Дополнительные затраты по охране объектов строительства:

,

где  – сметная норма, учитывающая размер средств, отчисляемых на охрану объекта, .

9. Авторский надзор.

Размер средств на авторский надзор определяется:

,

где  – коэффициент, учитывающий затраты на авторский надзор, ;

 – полная сметная стоимость в текущих ценах, руб.

Сп = Ссмр + Собматлп

Слп = 9420,7 + 4903,6 +12573,7 + 72,5 + 7246,7 +6288,9 + 53542,59 + 3140,3= =97188,9руб.

Сп = 197709 +3902654,71+ 97188,9+41897,34 =4239449,95руб.

10. Резерв средств на непредвиденные работы и затраты.

,                                     (10.13)

где   – коэффициент, учитывающий размер резерва на непредвиденные работы и затраты, отн. ед.

Полученный расчет представлен в табл 10.3.

Таблица 10.3                 Детальный пересчет сметы в текущие цены

№ п/п

Наименование показателя

Коэффи-циент,

отн. ед.

Значение,

руб.

1.

Монтажные работы в базисных ценах (01.01.2001 г.)

в том числе:

основная заработная плата

7982,58

заработная плата машинистов

913,66

затраты по эксплуатации машин

10893,90

строительные материалы

6934,29

2.

Пересчет стоимости монтажных работ в текущие цены

Удорожание затрат на заработную плату

6,3

83842,7

Удорожание затрат по эксплуатации машин

3,05

33226,4

Удорожание строительных материалов

3,1

21496,3

Всего прямых затрат в текущих ценах:

151884,5

Накладные расходы

0,95

53243

Сметная прибыль организации

0,65

36430

Всего затрат на монтажные работы в текущих ценах по смете:

241557,5

3.

Стоимость оборудования по смете:

Стоимость оборудования в текущих ценах

3373081,00

Расчет дополнительных расходов на оборудование:

расходы на запасные части

0,02

67461,62

расходы на тару и упаковку

0,015

50596,21

транспортные расходы

0,05

168654,05

снабженческо-сбытовая наценка

0,05

168654,05

заготовительно-складские расходы

0,012

40476,97

расходы на комплектацию

0,01

33730,81

Всего дополнительные расходы на оборудование:

529573,71

Всего расходы на оборудование в текущих ценах

3902654,71

4.

Стоимость материалов по смете:

Оптовая цена на материалы в текущих ценах

19552,80

Расчет дополнительных расходов на материалы

транспортные расходы

0,05

977,64

расходы на тару и упаковку

0,015

293,29

заготовительно-складские расходы

1,012

20824,8

Всего дополнительные расходы на материалы:

22344,54

Всего расходы на материалы в текущих ценах

41897,34

5.

Лимитированные и прочие затраты в текущих
ценах:

  Затраты на временные здания и сооружения

0,039

9420,7

  Затраты на работу в зимнее время

0,0203

4903,6

  Затраты на подвижной характер работы

0,15

12573,7

  Затраты на перевозку крупногабаритных грузов

0,0003

53,06

   Затраты на добровольное страхование

0,03

7246,7

  Затраты на НИОКР

0,015

53542,59

  Затраты на премирование за ввод в эксплуатацию

0,025

4421,76

  Затраты на охрану объектов строительства

0,013

2299,31

Сумма  лимитированных и прочих затрат

97188,9

  Авторский надзор

0,002

840,96

Непредвиденные расходы и затраты

0,03

126144,19

Всего лимитированных и прочих затрат в текущих ценах:

210369,07

6.

Полная стоимость электромонтажных работ в текущих ценах:

4331791,38

10.2.4. Составление сметы затрат на демонтаж электрического оборудования

Затраты на демонтаж берем 50% от стоимости монтажных работ.

Определение сметной стоимости на демонтаж электрического оборудования представлен в Приложении В.

10.2.5. Составление сметы затрат на пусконаладочные работы

Настоящие Государственные элементные сметные нормы (ГЭСНп) предназначены для определения потребности в ресурсах (затратах труда пусконаладочного персонала) при выполнении пусконаладочных работ теплоэнергетическому оборудованию и составления сметных расчетов (смет) ресурсным методом. ГЭСН являются исходными нормативами для разработки единичных расценок, индивидуальных и укрупненных норм (расценок). Данные, полученные на основе ресурсных сметных норм настоящего сборника, могут быть использованы заказчиками и подрядчиками для определения стоимости работ в текущих или прогнозируемых ценах.

Смета затрат на пусконаладочные работы представлена в Приложении Г.


10.3 Организация строительно-монтажных работ по вводу энергообъекта.

10.3.1 Расчет численности и состава бригад электромонтажников

Срок выполнения монтажных и демонтажных  работ для проектируемой схемы составляет 43 рабочих дня. Исходя из заданного срока выполнения строительно-монтажных работ, рассчитывают явочную численность бригады электромонтажников по формуле:

,                                           (10.14)

где Т – общие трудозатраты (общая трудоемкость) выполнения монтажных работ, определяемая по сметно-финансовому расчету, чел-ч.;

ТПЛ – плановый срок выполнения монтажных работ;

КВ – коэффициент выполнения норм труда, принимается в диапазоне 1,00…1,40;

КИ – коэффициент использования рабочего времени, принимается равным значению 0,9.

Плановый срок выполнения монтажных работ определяется по формуле:

,                                        (10.15)

где n – количество месяцев планируемых на проведение строительно-монтажных работ, мес.;

ТМЕС – месячный фонд рабочего времени, час.

Списочное число электромонтажников:

,                                    (10.16)

где КНВ – плановый коэффициент невыходов на работу. Учитывает плановые невыходы работающих в связи с предоставлением работникам очередного отпуска, учебного отпуска, потери рабочего времени по болезни, потери трудоспособности выполнения государственных обязанностей и другие плановые потери. Для большинства предприятий КНВ=1,1…1,15.

ТМЕС = 184 час.;

Т = 1137,93 чел-ч.

Тпл = 1. 184 =184  час.;

чел.;

чел.

10.3.2 Разработка ленточного графика

Ленточные графики представляют собой указания о времени начала и окончания той или иной работы. По длительности лент, их последовательности можно представить занятость строительно-монтажной бригады. При построении ленточного графика учитывается производительность и число рабочих. Ленточный график выполняется в виде таблицы (Приложение Д).

11 Раздел по охране труда

11.1 Введение

К важнейшим задачам технического прогресса нашего общества относится автоматизация, совершенствование технологии и повышение производительности труда во всех сферах и отраслях производства.

Действующее законодательство в области охраны труда позволяет обеспечить безопасную жизнедеятельность человека в производственных условиях. Безопасность человека определяется отсутствием производственных и не производственных аварий, стихийных и других природных бедствий, опасных факторов, вызывающих травмы или резкое ухудшение здоровья, вредных факторов, вызывающих заболевание человека и снижающих его работоспособность.

Правовую основу обеспечение безопасной жизнедеятельности работников составляют соответствующие законы и постановления, принятые  представительными органами РФ, а также правовые нормативные акты по охране труда. Охрана труда – это система обеспечение безопасности жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включая правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия. Выполнение правил и норм по охране труда обеспечивает необходимую безопасность (пожаро- и взрывобезопасность) электроустановок и электробезопасность.

В данном дипломном проекте рассматривается реконструкция подстанции 35/10 кВ «Ломоватка»

Также в основной части дипломного проекта был рассмотрен один из важных вопросов как освещение. Оно представляет собой комбинацию из освещения общего назначения, выполненного лампами ДРЛ и местного – состоящее из люминесцентных ламп и ламп накаливания.

11.2 Проектирование мер безопасности при реконструкции подстанции

Электромонтажные работы на объектах электростанций и электрических сетей при проектировании электроустановок, как правило, ведутся специальными монтажными организациями, находящимися в ведении отраслевых министерств и ведомств, а также Министерства монтажных и специальных строительных работ РФ.

Отдельные, небольшие по объему работы по монтажу электрооборудования при капитальном ремонте или реконструкции электроустановок, электростанций и электрических сетей выполняются ремонтно-монтажными бригадами электроцехов и отделов предприятий.

Согласно СНиП Ш-А II—70 («Техника безопасности в строительстве» и «Положения о мастере и производителе работ в строительстве») ответственность за состояние техники безопасности при выполнении строительно-монтажных работ возлагается на мастеров и производителей работ.

Мастера монтажных участков, выполняя работы с применением машин и механизмов, электрифицированного и механизированного инструмента, должны требовать от рабочих строгого соблюдения правил и инструкций по технике безопасности, постоянно контролировать состояние лестниц, лесов, подмостей, защитных средств и приспособлений. Мастер должен проверять чистоту и порядок на рабочих местах монтажников, освещение рабочих мест и проходов, инструктировать рабочих в процессе производства работ и контролировать правильное применение рабочими защитных средств и приспособлений и соблюдение ими мер безопасности в объеме данного им инструктажа.

Производители работ на руководимых ими объектах монтажа обязаны осуществлять мероприятия по технике безопасности и производственной санитарии, осуществлять надзор за правильной эксплуатацией лесов, подмостей и ограждений, строительных машин и транспортных средств. Производитель работ оформляет допуск на право производства работ в охранной зоне, в действующих производственных цехах, осуществляет контроль за своевременной выдачей рабочим спецодежды, защитных средств и приспособлений, проводит инструктаж по технике безопасности, организует обучение безопасным методам труда. Производитель работ проверяет также соблюдение действующих правил и инструкций, своевременное и правильное использование защитных средств и  приспособлений, а также плакатов по технике безопасности; проводит своевременное расследование несчастных случаев.

Монтаж высоковольтного электрооборудования связан с подъемом людей и материалов на высоту, следовательно, возникает опасность падения, ушибов и ранений. Как правило, подъем или опускание оборудования (при монтаже, демонтаже или ремонте) производится с помощью стреловых грузоподъемных кранов.

Обслуживание грузоподъемных механизмов, применяемых на монтаже, разрешается только специально обученному персоналу. Рабочие-монтажники должны знать систему сигналов, согласно которым осуществляется перемещение груза.

При подъеме тяжелых монтажных единиц необходимо пользоваться специальной веревкой, перекинутой через блок. При этом подъем груза производит рабочий, стоящий на земле на некотором расстоянии от опоры.

Электромонтажные работы на высоте, как правило, выполняются из корзины телескопической вышки.

При работе во избежание ушибов и ранений в случае падения с высоты инструментов или каких-либо материалов запрещается находиться под телескопической вышкой или местом проведения монтажных работ. Монтеру не разрешается сбрасывать сверху какие-либо материалы или инструменты.

При монтажных работах в населенных пунктах руководитель работ должен обеспечить охрану сооружаемого объекта таким образом, чтобы на участке производства работ никто из посторонних не находился.

Для обеспечения безопасности работ в электроустановках электрооборудование и материалы используемые в электроустановке соответствуют требованиям ГОСТ. Конструкция, исполнение, способ установки и класс изоляции применяемых машин, аппаратов, приборов и прочего оборудования соответствуют параметрам сети, условиям окружающей среды и требованиям правил устройства электроустановок. Сборные и обходные шины в распределительных  устройствах при переменном трехфазном токе обозначают: фаза А - желтый цвет; фаза В - зеленый цвет; фаза С - красный цвет. Распологаются шины : при вертикальном расположении А - В - С сверху вниз; при горизонтальном - наиболее удаленная шина фазы А, средняя В, ближайшая к коридору обслуживания - С. Распределительные устройства имеют четкие надписи, указывающие назначение отдельных цепей и панелей. Надписи выполнены на лицевой стороне устройства. На приводах коммутационных аппаратов указаны положения ‘включено’ и ‘отключено’. Заземление подстанции предусматривает прокладку горизонтальных полос в виде сетки и вертикальных стержней. Для обеспечения электробезопасности людей предусматривается такая мера, как контроль изоляции кабельных линий. Условия контроля изоляции изложены в ГОСТ 1516-73.

Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, креления, ограждения, несущие конструкции, изоляционные и другие расстояния выбраны и установлены таким образом, что : 1) вызываемые нормальными условиями работы электроустановки, усилия, нагрев, электрическая дуга или другие, сопутствующие ее работе явления не должны привести к повреждению оборудования и возникновению короткого замыкания или замыкания на землю, а также причинить вред обслуживающему персоналу; 2) при нарушении нормальных условий работы электроустановки обеспечена необходимая локализация повреждений, действием релейной защиты и автоматики; 3) при снятом напряжении с какой либо цепи, относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции могут подвергаться безопасному осмотру, замене и ремонту без нарушения нормальной работы соседних цепей; 4) обеспечена возможность удобного транспортирования оборудования.

Во всех цепях РУ предусмотрена установка разьединяющих устройств с видимым разрывом, обеспечивающих возможность отсоединения всех аппаратов каждой цепи от сборных шин, а также от других источников напряжения.

Указатели уровня и температуры масла трансформаторов и аппаратов и другие указатели, характеризующие состояние оборудования расположены таким образом, что обеспечены удобные и безопасные условия для наблюдения за ними без снятия напряжения.

Металлические конструкции подстанции , а также подземные части металлических и железобетонных конструкций защищены от коррозии.

Трансформаторы установлены так, чтобы отверстие выхлопной не было направлено на близко установленное оборудование.

При реконструкции ПС рабочим придется иметь дело с монтажом тяжелого оборудования. Выполняя эти работы работники должны соблюдать все правила и нормы при проведении определенного вида работ При выполнении демонтажных, монтажных, пуско-наладочных работ работники должны соблюдать все правила:

  •  Производить работы только проверенным и испытанным инструментом на которых находятся бирки с датой прошлой и последующей проверок.
  •  Выполнять работы по технологическим картам, а если нет карты , то выполнять работы под непосредственным надзором мастера.
  •  Все работы должны выполняться только в спецодежде(куртка и брюки из негорючей ткани, каска, рукавицы) и при помощи СИЗ

11.3  Расчет устройств молниезащиты

        Электроустановки, находящиеся на открытом воздухе, защищаются стержневыми молниеотводами. Для защиты линий, шинных мостов и гибких связей большой протяженности применяют тросовые молниеотводы.

Каждый молниеотвод состоит из следующих элементов:

- молниеприемник;

- несущая конструкция (металлическая), предназначенная для установки молниеприемника;

- токоотвод, обеспечивающий отвод тока в землю;

- заземлитель, отводящий ток молнии в землю и обеспечивающий контакт с землей молниеприемника и токоотвода.

Тип, количество и взаимное расположение молниеотводов определяют геометрическую форму зоны защиты. Под зоной защиты понимают часть пространства, внутри которого здание или сооружение защищено от прямых ударов молнии с определенной степенью надежности (для ПС 35/10 – 98,5%).

Принимается высота молниеотвода  h = 40 м, (см. рис. 9.1).

Рисунок 11.1 - Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода

Длина отрезков: CA' = CB' = 0,75∙h = 0,75∙40 = 30 (м).

Расстояние: CO' = 0,8∙h = 0,8∙40 = 32 (м).

Длина отрезков: CA = CB = 1,5∙h = 1,5∙40 = 60 (м).

Для определения радиуса защиты rX м, на любой высоте hX зоны защиты используются формулы:

при ;                                      (11.1)

при .                                               (11.2)

Оптимальная высота молниеотвода на ОРУ 35 кВ определяется из предыдущих выражений по формулам:

при ,                                       (11.3)

при .                                           (11.4)

При hx = 12 м:

При hX = 20 м:

Так как одного молниеотвода мало, то ставятся 2 молниеотвода в районе ОРУ 35 кВ и располагаются на расстоянии друг от друга так, чтобы они перекрывали зоны защиты противоположного молниеотвода и защищали верхнюю часть подстанции.

Устанавливается 2 молниеотвода для защиты района ОРУ 10 кВ.

На ПС устанавливается 4 молниеотвода

11.4  Повышение устойчивости электроснабжения в условиях ЧС

Под устойчивостью технической системы (объекта) понимается возможность сохранения его работоспособности при чрезвычайных ситуациях (ЧС).

Важную роль при определении возможных ЧС влияет географическое положение района где расположена электрическая подстанция.

Реконструированная ПС находится недалеко от лесного массива, в связи с этим возникает вероятность лесного пожара (особенно в летний период). На ПС предусмотрены меры по тушению пожара. Это наличие пенных огнетушителей, пожарных щитов, кранов, водоема. Вокруг ПС сделан ров, предотвращающий переброс огня на  её территорию.

Наводнение району где расположена ПС, не грозит. Подстанция находится на возвышенности. Никаких дополнительных мер обеспечивающих работоспособность ПС при наводнении не предусмотрено.

Подземных толчков и землетрясений в районе нет.

Для защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений на подстанции установлены ограничители перенапряжения. Они устойчивы к старению и атмосферным загрязнениям, что в свою очередь повышает надежность ПС.

Подстанция устойчива к ураганам и сильным ветрам, т.к. вся ошиновка электрооборудования выполнена из алюминиевых труб и жестких шин прямоугольного сечения.

Вблизи ПС есть нижний склад лесоперерабатывающего комплекса, но при аварии оно не может повлиять на работу подстанции, т.к находится в 1800 м от подстанции.

   

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Электротехнический справочник: В 3т. Т3. В 2 кн. кн.1. Производство и распределение электрической энергии // (Под. ред. И.Н.Орлова. 7-е изд., испр. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 880 с.: ил.

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

3. Рогов Г.А. Методические указания для курсового проектирования. Электрическая часть станций и подстанций. – Вологда: ВоПИ, 1989. – 40 с.: ил.

4. Правила устройства электроустановок /Минэнерго СССР. - 6-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986. – 648 с.: ил.

5. Гук Ю.Б., Кантап В.В., Петрова С.С. Проектирование электрической части станций и подстанций. Учеб. пособие для вузов. – Л.: Энергоатомиздат, 1985. – 312 с.: ил.

6. Васильев А.А., Крючков И.П., Наяшкова Е.Ф. и др. Электрическая часть станций и подстанций. Учеб. для вузов. – 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1990. – 576 с.: ил.

7. Рожкова Л.Д., Козулин Д.С. Электрооборудование станций и подстанций. Учеб. для техникумов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.: ил.

8. Шабад М.А. Расчет релейной защиты и автоматики распределительных сетей. – Л.: Энергия, 1972. – 176 с.: ил.

9. Дроздов А.Д., Платонов В.В. Реле дифференциальных защит элементов энергосистем. М.: Энергия, 1968. – 240 с.: ил.

10. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие по электроснабжению промышленных предприятий.: Учеб. пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 368 с.: ил.

11. Седельников Ф.И. С28. Безопасность жизнедеятельности (охрана труда): Учебное пособие. – Вологда: ВоГТУ. 2001. – 388 с.: ил.

12. Правила пожарной безопасности. – М.: «Издательство ПРИОР», 2002. – 128 с.

13. Охрана труда в электроустановках. Под ред. проф. Б.А. Князевского. Учеб. для вузов. – 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1983. – 366 с.: ил.

14. Пожарная безопасность: Учебное пособие /А.Н.Баратов, В.А. Пчелинцев. – М.: изд-во АСВ, 1997. – 176 с.: ил.

15. Безопасность жизнедеятельности: методические указания к выполнению дипломного проекта по разделу: «Проектирование, расчет и монтаж защитного заземления», - Вологда: ВоПИ. 1998. – 15 с.

16. Справочник по проектированию электроснабжения, линий электропередачи и сетей. Под ред. П.М. Большама, В.Н. Круповича, М.Л. Самовера. перераб. и доп. - М.: Энергия, 1974. – 696 с.: ил.

17. Атаманюк В.Г. и др. Гражданская оборона: Учеб. для вузов. – 2-е изд.,  - М.: Высш. шк., 1987. – 288 с.: ил.

18. ЕН и Р. Единые нормы и расценки на строительные, монтажные и ремонтно-строительные работы. Сб. 23. Электромонтажные работы. – М.: Стройиздат, 1978. – 152 с.

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

20. Прейскуранты оптовых цен. - М.: Стройиздат, 1982. – 185 с.

ПРИЛОЖЕНИЯ


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

66177. Вивчення та заповнення форм технічної документації 181.5 KB
  В господарстві необхідно мати таку документацію: Журнал обліку електрообладнання Журнал обліку освітлювальних приладів і внутрішніх проводок Графік технічних обслуговувань на квартал Графік поточних ремонтів на рік...
66179. Лабораторная диагностика гриппа и ОРЗ 89 KB
  Выявлены в последние годы новые свойства возбудителя гриппа способность обмениваться генетической информацией с возбудителями гриппа животных и птиц длительное время сохраняться в организме человека...
66181. Розрахунок трудомісткості робіт експлуатації електрообладнання 259 KB
  Системою ПЗРЕсг установлюється періодичність технічного обслуговування і ремонту для всіх видів електрообладнання. В ній також указується і річні затрати праці для кожного типу обладнання і виду робіт в залежності від умов експлуатації.
66182. Вибрионы. Спирохеты. Жгутики у бактерий. Изучение подвижности 107.5 KB
  Актуальность темы. Знание морфологии вибрионов и спирохет имеет большое значение для микроскопического метода лабораторной диагностики инфекционных болезней. Изучение морфологии осуществляется как у окрашенных с помощью иммерсионного микроскопа...
66183. Лабораторная диагностика аденовирусных инфекций 77 KB
  На модели аденовирусов изучают важные молекулярно-биологические факторы. Немного позже у лиц с заболеваниями верхних дыхательных путей сопровождающихся конъюнктивитами были выделены другие типы аденовирусов. Диаметр вирионов аденовирусов 60–90 нм они содержат двунитчатую...
66185. Пайка проводів 147.5 KB
  Припої повинні мати гарну рідинотекучість малий інтервал температур кристалізації механічну міцність корозійну стійкість і високу електропровідність Однак існує ряд факторів що утрудняють процес пайки. Припої підрозділяють на м'які і тверді таблиця.