Электроснабжение с.Барагхан Курумканского района Республики Бурятия

Содержание


Аннотация

На дипломный проект: «Электроснабжение с.Барагхан Курумканского района Республики Бурятия».

Данный дипломный проект состоит из расчетно-пояснительной записки объемом страниц и 7 листов формата А4 графической части.

Производится расчет электрических сетей, где анализируется существующая схема электроснабжения, характеризуются источники питания и электрифицируемый район, предлагается заменить сечения проводов, что даёт возможность уменьшить существующие потери электроэнергии и напряжения, и как следствие, улучшение работы электроприёмников как высоковольтных так и низковольтных.

Обосновывается выбор номинальных напряжений питающей подстанции.

При разработке вариантов схем распределительной сети 10 кВ производится расчет электрической нагрузки, выбирается число и мощность трансформаторов питающей подстанции, также производится технико-экономическое сравнение вариантов.

Разрабатывается схема главных соединений подстанции.

Производится расчет токов короткого замыкания и выбирается оборудование для подстанции.

В специальной части проекта рассматривается релейная защита и автоматика.

Дипломный проект отражает вопросы охраны окружающей среды, приведено экологическое обоснование темы проекта и экологический эффект при внедрении данной разработки.

В разделе безопасности жизнедеятельности и обеспечения жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях произведены расчёты вакуумного выключателя, а также рассмотрены необходимые мероприятия по пожарной безопасности и по защите персонала от воздействия электрических и электромагнитных полей высокого напряжения.

В экономической части определена экономическая целесообразность проекта, т.е. рентабельность, срок окупаемости, прибыль и другие показатели.

Завершает дипломный проект заключение, список использованной литературы.


Введение

Электроэнергетика является важнейшей и необходимой отраслью экономики России. В последнее время намечается подъем электроэнергетической отрасли в сельском хозяйстве.

Производство и распределение электроэнергии является одним из главных показателей экономического уровня страны и отражает общие состояние производственных сил.

Электроснабжение жилых и общественных зданий, а также производственных предприятий в сельскохозяйственных населенных пунктах имеет свои особенности по сравнению с электроснабжением промышленности и городов.

Главная особенность – необходимость подводить электроэнергию к огромному числу потребителей, сосредоточенных на сравнительно большой территории. В результате протяженность сетей на единицу мощности потребителя во много раз превышает эту величину в других отраслях народного хозяйства.

Сказанное выше показывает, какое большое значение имеет проблема электроснабжения сельского хозяйства.

От ее рационального решения зависит экономическая эффективность применения электроэнергии.

Снижение затрат на электроснабжение сельского хозяйства следует добиваться при соблюдении необходимого качества электроэнергии и надежности ее подачи. Причем электрическая нагрузка непрерывно возрастает, и пропускная способность линии оказывается недостаточной, появляется необходимость в их реконструкции.

Данная дипломная работа состоит из: введение, 6 - и глав, специального раздела, заключения, списка литературы, приложений и графической части.

- во введении указываются актуальность выбранной темы;

- в 6 - и главах изложен материал необходимый для реализации предложенного проекта;

- в приложении изложены результаты расчетов;

- в заключении указывается необходимость реконструкции сетей электроснабжения с.Барагхан.


1. Характеристика и анализ производственной деятельности электрифицируемого пункта

1.1. Анализ существующей схемы электроснабжения и характеристика источников питания

Электроснабжение потребителей с. Барагхан Курумканского района выполнено от ПС 35/10 кВ «Барагхан». ПС 35/10 кВ расположена в южной части с. Барагхан

ПС 35/10 «Барагхан» головная, электроснабжение осуществляется по ЛЭП-35 кВ: - «Курумкан-Барагхан » от ПС 35/10 кВ «Курумкан».

По высокой стороне ОРУ-35 кВ выполнено на разъединителях с высоковольтными предохранителями ПСН-35, секционирование выполнено на разъединителях РЛНДЗ-35

Силовые трансформаторы 1Т (ТМН-1600/35), 2Т (ТМН-1600/35)

РУ-10 кВ состоит из КРУн-10 кВ типа КРН-III-10 из первой и второй секций шин с секционирующим выключателем. Количество отходящих линий 10 кВ с масляными выключателями ВМП-10– 6, в том числе две резервные. Привода масляных выключателей – пружинные типа ПП-67, оперативный ток – переменный.

Год ввода ПС 35/10 кВ в эксплуатацию – 1967.

Воздушные линии 10 кВ в с.Барагхан выполнены на деревянных опорах с железобетонными приставками проводом А 35. ВЛ 10 кВ введены в эксплуатацию в 1965-1970 гг.

ВЛ 0.4 кВ выполнены на деревянных опорах, цельностоечных и с железобетонными приставками. Провода на ВЛ 0.4 кВ марки АС 25, АС 16,

А-35 и др. Вводы в жилые и общественные здания выполнены в основном неизолированными проводами.

Трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ введены в эксплуатацию в 1965-1970 гг.

Процент износа линий 10-0,4 кВ и ТП-10/0,4 кВ – более 80%

По данным службы эксплуатации Курумканского РЭС вследствие физического и морального износа линий 10-0,4 кВ наблюдаются частые отключения электроснабжения потребителей.

Исходя из этого, требуется полная реконструкция электрических сетей 0,4-10 кВ и трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ электроснабжения, а также в соответствии с Нормами технологического проектирования ПС переменного тока 35-750 кВ, утвержденными приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г. № 288 требуется полная замена коммутационного оборудования как по стороне 35 кВ, так и по стороне 10 кВ. для обеспечения надежности электроснабжения

Реконструкция сетей электроснабжения с.Барагхан Курумканского района обусловлена следующим:

1. Физический износ опор и проводов воздушных линий электропередачи напряжением 0,4-10 кВ более 80%

2. Устаревание оборудования ОРУ ТП 35/10 «Барагхан»

3. Необходимость эффективного распределения электрических нагрузок в связи с намечаемым ростом потребления электрической энергии (образование новых перерабатывающих предприятий)

4 Снижение технических и коммерческих потерь

5. Повышение надежности электроснабжения потребителей

6. Введение новых технологий, а именно замена неизолированных проводов ВЛ 0.4 кВ на самонесущие изолированные провода типа СИП.

7. Необходимость передачи распределительных электрических сетей в обслуживание эксплуатирующей организации – Курумканского РЭСа Северных электрических сетей ОАО «Бурятэнерго»

1.2 Характеристика электрифицируемого района и основные пути реконструкции системы электроснабжения с. Барагхан

Село Барагхан расположено в северной части Республики Бурятия, в Курумканском районе.

Местность - горная.

Климат в с.Барагхан резко континентальный. Зима продолжительная, морозная, снежная. Средняя температура января –30-35 С. Лето короткое, но теплое. Средняя температура июля +22+24 С.

Расчетно-климатические условия в с.Барагхан с учетом действующих нормативных материалов и данных обработки материалов многолетних наблюдений по метеостанциям в районе следующие: район по гололеду – 1; температура при гололеде - 10 0С; район по ветру – 2, скоростной напор ветра 29 м/с; среднегодовая продолжительность гроз: 35 часов; высота снежного покрова, см.: максимальная 37; средняя 20.

Данный проект включает в себя реконструкцию ВЛ-0,4-10 кВ с трансформаторными подстанциями 10/0,4 кВ для более эффективного распределения электрических нагрузок, повышения надежности электроснабжения, снижения технических и коммерческих потерь.

1.3. Обоснование выбора номинальных напряжений питающей и распределительной сети и месторасположения трансформаторных подстанций

Номинальное напряжение питающей линии 35 кВ для головной подстанции напряжением 35/10 кВ Барагхан ” и распределительной сети 10 кВ приняты как существующие. Трансформаторная подстанция 35/10 кВ «Барагхан» - существующая. Всё оборудование рассчитано на данные классы напряжения.

Трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ устанавливаются в центре электрических нагрузок. При размещении трансформаторных подстанций учитывается наличие подъездных путей и автомобильных дорог, обеспечивающих возможность обслуживания в любых погодных условиях.

1.4 Повышение надежности схемы электроснабжения

Надежность электроснабжения - способность электрической системы в любой момент времени снабжать электрической энергией присоединенных к ней потребителей. Нарушение надежности, и перерывы электроснабжения в зависимости от категории потребителей приводят к различным нежелательным последствиям.

Потребители электроэнергии предъявляют разные требования к уровню надежности электроснабжения. Правила устройства электроустановок в отношении обеспечения надежности электроснабжения разделяют электроприемники на три категории.

К первой категории относятся электроприемники, перерывы в электроснабжении которых может привести к опасности для жизни людей, причинить значительный ущерб народному хозяйству, вызвать повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования элементов коммунального хозяйства.

Электроприемники первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания. Допустимы перерывы в электроснабжении на период работы автоматики. Для бесперебойного электроснабжения потребителей 1 категории с. Барагхан (больница, котельная, школа-интернат) и необходима установка автономных источников электроснабжения – дизельных электростанций

Ко второй категории относятся электроприемники, перерыв в электроснабжении которых влечет за собой массовый недоотпуск продукции, массовые простои рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушение нормальной деятельности значительного числа городских и сельских жителей.

Электроприемники второй категории должны обеспечиваться электроэнергией также от двух независимых источников питания. При нарушении питания одного из них допустимы перерывы в электроснабжении, необходимые для включения резервного питания дежурным персоналом и выездной оперативной бригадой.

К третьей категории относятся все электроприемники, не подходящие под определения первых двух категорий. Электроприемники третьей категории могут питаться от одного источника при условии, что перерывы в электроснабжении, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента не превышают одних суток.


Раздел 2. Электротехническая часть реконструкции низковольтной сети и высокого напряжения с.Барагхан

2.1. Расчет электрических нагрузок распределительной сети

В соответствии с п.1.12 Инструкции о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений (СНиП 1.02.01-85) расчетные электрические нагрузки на вводах в здания должны соответствовать требованиям действующих нормативных документов.

Расчетные электрические нагрузки в данном проекте определены согласно Методических указаний по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38-110 кВ сельскохозяйственного назначения (РУМ-1, Сельэнергопроект, 1996 г.).

В основу метода определения нагрузок при расчете электрических сетей сельскохозяйственного назначения положено суммирование расчетных нагрузок, представленных в вероятностной форме на вводах потребителей или на шинах трансформаторных подстанций. Расчетные нагрузки жилых домов в сетях 0,38 кВ определяются с учетом достигнутого уровня электропотребления на внутриквартирные нужды, а производственных, общественных и коммунальных потребителей – по нормам.

Расчетной нагрузкой считается наибольшее из средних значений полной мощности за промежуток 30 минут (получасовой максимум), которое может возникнуть на вводе к потребителю или в питающей сети в расчетном году с вероятностью не ниже 0,95.

Различают дневные и вечерние расчетные активные (реактивные) нагрузки.

За расчетную нагрузку для выбора сечений проводов или мощности трансформаторных подстанций принимается большая из величин дневной или вечерней расчетных нагрузок, полученных на данном участке линии или подстанции.

При реконструкции сетей 0,38 кВ расчетные нагрузки на вводе сельских жилых домов приняты равными 6 кВт. Сельским жилым домом, при расчете нагрузок считается одноквартирный дом или квартира в многоквартирном доме, имеющие отдельный счетчик электроэнергии.

Расчетные нагрузки на вводах в производственные, общественные и коммунальные здания и сооружения принимаются по данным таблицы п.1.1 Приложения 1 (Электрические нагрузки производственных, общественных и коммунально-бытовых потребителей)

Расчет электрических нагрузок сетей 0,38 кВ производится исходя из расчетных нагрузок на вводе потребителей и соответствующих коэффициентов одновременности отдельно для дневного и вечернего максимумов.

Рд= ко * Рдi, кВт, (2.1)

Рв= ко * Рвi, кВт, (2.2)

где Рд, Рв – расчетная дневная, вечерняя нагрузки на участке линии, кВт;

ко – коэффициент одновременности;

Рдi, Рдв – дневная, вечерняя нагрузки на вводе i-го потребителя или i-го элемента сети, кВт.

Коэффициенты дневного или вечернего максимума принимаются: для производственных потребителей Кд=1, Кв=0,6; для бытовых потребителей (дома

с электроплитами): Кд=0,6, Кв=1; для смешанной нагрузки: Кд=1, Кв=1

Расчетные электрические нагрузки потребителей суммируются с коэффициентом одновременности, приведенными в таблице 2.1:

Таблица 2.1

Расчетные электрические нагрузки потребителей

Наименование потребителей

Количество потребителей

2

3

5

7

10

15

20

50

100

200

500 и более

Жилые дома с удельной нагрузкой на вводе свыше

2 кВт

0,75

0,64

0,53

0,47

0,42

0,37

0,34

0,27

0,24

0,2

0,18

В данном расчёте, в качестве сравнения, рассматриваются два варианта схем электроснабжения участка населённого пункта с. Барагхан, питающегося от трех действующих трансформаторных подстанций (ТП) – ТП «Центральная», ТП «Больница» и ТП «Набережная». В первом варианте рассматриваются существующие сети 0,38 кВ до реконструкции. Во втором варианте – после реконструкции. В основу метода определения расчётных нагрузок при расчёте положено суммирование нагрузок, представленных в вероятностной форме на вводах потребителей или на шинах ТП. Исходными данными служат расчётные нагрузки на вводах потребителей и коэффициенты одновремённости. Нагрузки определяются отдельно для режимов дневного и вечернего максимумов, затем в качестве расчётной берут наибольшую.

Значение полной мощности определяется по формулам:

,кВ*А (2.3)

,кВ*А (2.4)

где - коэффициенты мощности дневного максимума нагрузки, о.е.;

- коэффициенты мощности вечернего максимума нагрузки, о.е.

Расчётная нагрузка участка населённого пункта или ТП находится арифметическим сложением суммарной расчётной нагрузки различных групп потребителей и нагрузки уличного освещения.

Расчёты нагрузок сети низкого напряжения начнём с первого варианта схемы электроснабжения.

Данный участок населённого пункта питается от трех ТП: «Центральная», «Больница», «Набережная».

Проведём расчёт для ТП «Набережная» Л-2.

Максимальные нагрузки потребителей Л-2 ТП «Набережная» занесены в таблицу 2.2.

Таблица 2.2

Максимальные нагрузки потребителей

Наименование Потребителя

Исходные данные

Количество, шт.

PД, кВт

PВ, кВт

K0

1. Одноквартирный жилой дом

39

3,5

6

-

2. Двухквартирный жилой дом

10

3,5

6

0,75

3. РММ

1

40

24

-

По (2.2) мощность на участке 7-8 в часы вечернего максимума:

Рв= ко * Рвi,= 0,75*12= 9 кВт;

На участке 6-7 расчётная нагрузка по (2.2):

Рв= ко * Рвi,= 0,64*18 = 11,5 кВт;

На участке 5-6 расчётная нагрузка по (2.2):

Рв= ко * Рвi,= 0.585*24 = 14 кВт;

На участке 4-5 расчётная нагрузка по (2.2):

Рв= ко * Рвi,= 0,53*30 = 15,9 кВт;

На участке 3-4 расчётная нагрузка по (2.2):

Рв= ко * Рвi,= 0,5*36 = 18 кВт;

На участке 2-3 расчётная нагрузка по (2.2):

Рв= ко * Рвi,= 0,453*48 = 21,8 кВт;

На участке 1-2 расчётная нагрузка по (2.2):

Рв= ко * Рвi,= 0,437*54= 23,6 кВт;

На участке 0-1 расчётная нагрузка по (2.2):

Рв= ко * Рвi,= 0,324*162= 52,4 кВт;

По (2.2) вечерняя нагрузка одного двухквартирного дома:

= 0,75 * 2 * 6 = 9 кВт;

По (2.1) дневная нагрузка двенадцати домов:

= 0,4 * 12 * 6*0,6 = 17,28 кВт;

Нагрузка уличного освещения определяется, исходя из удельной нормы уличного освещения по /8, стр.924/ и общей длины улицы:

, (2.5)

На участке 1-8 удельная норма уличного освещения 5,5 Вт/м и общая длина 430 м. По (2.5):

= 430 * 5,5 * 10-3 = 2,37 кВт;

Данным методом находятся расчётные нагрузки и нагрузки уличного освещения для остальных участков. Расчетные нагрузки и нагрузки уличного освещения приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3

Расчетные нагрузки

Номер участка

Провод

P, кВт

PОСВ, кВт

SТП, кВ*А

Вечер.

Дневн.

Вечер.

Дневн.

1

2

3

4

5

6

7

ТП «Набережная» Л-1

12-13

А35

6,0

3,5

0,22

6,67

3,89

11-12

А35

9,0

5,3

0,22

10,00

5,83

10-11

А35

11,5

6,7

0,19

12,78

7,47

9-10

А35

14,0

8,2

0,22

15,56

9,10

8-9

А35

28,8

16,8

0,44

32,00

18,67

7-8

А35

33,3

19,4

0,44

37,00

21,58

6-7

А35

34,9

20,4

0,22

38,83

22,65

5-6

А35

36,5

21,3

0,44

40,57

23,67

4-5

А35

39,4

23,0

0,22

43,83

25,57

3-4

А35

40,8

23,8

0,11

45,33

26,44

2-3

А35

57,0

33,3

0,22

63,33

36,94

1-2

А35

58,5

34,1

0,22

64,96

37,89

0-1

А35

59,9

34,9

0,17

66,56

38,83

0-13

А35

59,9

34,9

3,33

66,56

38,83

ТП «Набережная» Л-2

7-8

А35

9,0

5,3

0,17

10,00

5,83

6-7

А35

11,5

6,7

0,22

12,80

7,47

5-6

А35

14,0

8,2

0,44

15,60

9,10

4-5

А35

15,9

9,3

0,17

42,24

24,64

3-4

А35

18,0

10,5

0,17

20,00

11,67

2-3

А35

21,8

12,7

0,22

24,18

14,10

1-2

А35

23,6

13,8

0,17

26,20

15,28

0-1

А35

52,4

30,6

0,83

58,26

34,00

0-8

А35

52,4

30,6

2,37

58,26

34,00

1

2

3

4

5

6

7

ТП «Набережная» Л-3

0-1

А35

24,0

40,0

-

34,3

57,14

0-1

А35

24,0

40,0

34,3

57,14

Просуммировав мощности всех участков, получаем полную расчетную мощность ТП:

кВ*А;

Мощность существующей подстанции «Набережная» – 160 кВА соответствует расчетам по /4, стр.112/

Проведём расчёт нагрузок для существующей схемы электроснабжения ТП «Центральная»

Максимальные нагрузки потребителей ТП «Центральная»занесены в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 Максимальные нагрузки потребителей

Наименование потребителя

Исходные данные

Количество, шт.

PД, кВт

PВ, кВт

K0

1. Одноквартирный жилой дом

41

3,50

6,0

-

2. Двухквартирный жилой дом

32

3,50

6,0

0,75

3. Магазин

2

3,50

6,0

-

4. Школа

1

20,00

14,0

-

5. Здание Администрации

1

8,00

15,0

-

6. Клуб

1

8,00

3,0

-

7. Интернат

1

1,04

15,0

-

8. Детский сад

1

9,00

9,0

-

Результаты расчёта нагрузок для ТП «Центральная» представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.5

Расчётные нагрузки

Отходящая линия

P, кВт

PОСВ, кВт

SТП, кВ*А

Вечер.

Днев.

Вечер.

Днев.

Л-1

85,3

49,8

2,8

94,76

55,28

Л-2

86,7

50,6

2,8

96,34

56,20

Л-3

56,0

59,0

–

65,56

62,22

Итого для ТП «Центральная»:

264,66

173,70

Мощность существующей подстанции «Центральная» – 160 кВА. Трансформатор перегружен.

Проведём расчёт нагрузок для существующей схемы электроснабжения ТП «Больница»

Максимальные нагрузки потребителей ТП «Больница» занесены в таблицу 2.6.

Таблица 2.6 Максимальные нагрузки потребителей

Наименование потребителя

Исходные данные

Количество, шт.

PД, кВт

PВ, кВт

K0

1. Одноквартирный жилой дом

31

3,5

6

-

2. Двухквартирный жилой дом

31

3,5

6

0,75

3. Больница

1

35

50

-

4. Котельная

1

10

15

-

Результаты расчёта нагрузок для ТП «Больница» представлены в таблице 2.7.

Таблица 2.7

Расчётные нагрузки для

Отходящая линия

P, кВт

PОСВ, кВт

SТП, кВ*А

Вечер.

Днев.

Вечер.

Днев.

Л-1

78,1

45,6

2,61

86,79

50,63

Л-2

77,1

45,0

3,69

85,66

49,97

Л-3

65,0

45,0

–

74,30

51,39

Итого для ТП «Больница»:

246,75

151,99

Мощность существующей подстанции «Больница» – 160 кВА. Трансформатор перегружен.

Расчеты электрических нагрузок показывают, что существующая схема электроснабжения с. Барагхан не соответствует правилам устройства электроустановок. Нагрузки по фидерам распределены неравномерно, трансформаторные подстанции расположены не в центрах электрических нагрузок, потери напряжения на концах линий выше нормативных, требуется замена проводов малого сечения на провода с большим сечением.

При реконструкции сетей трансформаторные подстанции установлены в центрах электрических нагрузок, нагрузки по фидерам распределены равномерно, сечение проводов принято согласно электрических нагрузок, потери напряжения в конце линий соответствуют нормам.

Приведем расчеты нагрузок для реконструируемых сетей 0,4 кВ. Результаты расчетов представлены в таблице 2.8

Таблица 2.8 Расчётные нагрузки для реконструируемой сети 0,4 кВ

Отходящая линия

P, кВт

PОСВ, кВт

SТП, кВ*А

Вечер.

Днев.

Вечер.

Днев.

ТП № 1

Л-1

46,0

26,8

2,42

51,06

29,79

Л-2

59,9

34,9

2,59

66,56

38,83

Л-3

36,5

21,3

1,54

40,57

23,67

Л-4

51,5

30,7

2,59

57,24

34,13

Итого для ТП № 1:

215,43

126,42

ТП № 2

Л-1

54,0

31,5

2,42

59,98

34,99

Л-2

40,5

24,3

2,48

45,00

27,00

Л-3

48,0

67,0

1,7

53,33

74,44

Итого для ТП № 2:

158,31

136,43

ТП № 3

Л-1

72,7

42,4

3,02

80,83

47,15

Л-2

76,1

44,4

2,70

84,50

49,29

Л-3

69,2

40,4

2,20

76,87

44,84

Л-4

65,0

45,0

1,80

74,31

51,39

Итого для ТП № 3:

316,51

192,67

2.2. Выбор числа и мощности трансформаторных подстанций

Проектом предусмотрена установка трех трансформаторных подстанций напряжением 10/0,38 кВ. Трансформаторные подстанции приняты комплектными.

Местоположение проектируемых трансформаторных подстанций принято с учетом изменения конфигурации сетей для уменьшения протяженности линий, питающихся от одной подстанции, равномерного распределения нагрузок по фидерам. Трансформаторные подстанции установлены в центрах электрических нагрузок, с учетом удобства эксплуатации, наличия подъездных путей и автомобильных дорог, обеспечивающих возможность обслуживания в любых погодных условиях.

Мощности трансформаторных подстанций при реконструкции выбраны по максимальной нагрузке с учетом допустимой перегрузки в аварийном режиме.Данные по КТП-10/0,4 кВ в таблице 2.9

Таблица 2.9.

Данные

№№ КТП-10/0,4 кВ, наименование

Тип

Мощность КТП

Мощность трансформатора

Прим

До реконструкции

ТП «Набережная»

КТП-10/0,4

160

160

Шкафного типа

ТП «Центральная»

КТП-10/0,4

160

160

Шкафного типа

ТП «Больница»

КТП-10/0,4

100

100

Шкафного типа

После реконструкции

ТП № 1

КТП-10/0,4

250

250

Киоскового типа

ТП № 2

КТП-10/0,4

160

160

Киоскового типа

ТП № 3

КТП-10/0,4

400

400

Киоскового типа

2.3. Электрический расчёт вариантов схем электроснабжения низкого напряжения

Электрический расчёт вариантов схем электрических сетей низкого напряжения проводится с целью выявления потерь в воздушных линиях и силовых трансформаторах 10/0,4 кВ, а также уровня падения напряжения от шин на вводах ТП до удалённых участков сети 0,38 кВ. Для этого в линиях определяются расчётные токи по естественному токораспределению, принятому для разомкнутой сети с учётом законов Кирхгофа в максимумы нагрузок и выбираются сечения и марки проводов.

Расчётный ток определяется по формуле:

,(А) (2.5)

где Pi – нагрузка i-го участка, кВт;

- коэффициент мощности /8/, о.е.;

Uн – номинальное напряжение сети, кВ.

Потери электроэнергии определяются по формуле:

W=I2*R0*l*,(кВт*ч/год) (2.6)

где R0 – удельное сопротивление линии, Ом/км;

l – длина i-го участка, км;

Uн – номинальное напряжение сети, кВ.

– время потерь.

=1100 (/9/, табл. 5.1.)

Результаты расчёта потерь электрической энергии для первого варианта указаны в таблице 2.10, а для второго варианта в таблице 2.11.

Таблица 2.10 Результаты расчёта потерь электрической энергии

Номер отходящей линии

Провод

Нагрузка ответвления, кВт

Ipmax,A

Потери Элек-троэнергии, кВт*ч/год

ТП «Набережная»

1

3

4

5

6

1

А35

59,9

101,1

6226,00

2

А35

9,0

15,2

1897,00

А35

11,5

19,4

4144,00

А35

14,0

23,7

123,00

А35

15,9

26,8

338,00

А35

18,0

30,4

75,87

А35

21,8

36,7

147,84

А35

23,6

39,8

130,20

А35

52,4

88,5

3219,11

52,4

4095,00

3

А35

40,0

86,8

13420,00

ТП «Центральная»

А 35

85,3

144

8624

2

А 35

86,7

146,4

3

А 35

67,0

113,1

ТП «Больница»

А 35

78,1

131,9

7425

2

А 35

77,1

130,2

3

А 35

65,0

112,9

12608


Таблица 2.11

Результаты расчёта потерь электрической энергии

Номер отходящей линии

Провод

Нагрузка ответвления, кВт

Ipmax,A

Потери Элек-троэнергии, кВт*ч/год

ТП № 1

1

2

3

4

5

1

СИП-50

46,0

76,0

2701

2

СИП-70

59,9

101,1

3574

3

СИП-50

36,5

61,6

764

1

2

3

4

5

4

СИП-50

51,5

87,0

2635

ТП № 2

1

СИП-50

54,0

91,1

3479

2

СИП-50

42,5

71,8

2078

3

СИП-50

67,0

113,1

778

П № 3

1

СИП-70

72,7

122,8

4079

2

СИП-70

76,1

128,4

3667

3

СИП-50

69,2

116,8

3387

4

СИП-70

65,0

112,9

3829

Суммарные потери по второму варианту составили 30971 кВт*ч/год, что на 45921 кВт*ч/год меньше, чем в первом варианте.

Определяем потери электроэнергии в силовых трансформаторах:

, (2.7)

где - потери холостого хода трансформатора, кВт;

T – продолжительность работы трансформатора, ч;

- потери короткого замыкания, кВт;

Smax – максимальная расчётная нагрузка трансформатора, кВ*А;

Sном – номинальная мощность трансформатора, кВ*А;

- продолжительность максимальных потерь, ч.

Паспортные данные для трансформаторов берутся по /11, стр.166/.

Для первого и второго вариантов схем электроснабжения потери электроэнергии определяются для трех трансформаторов мощностью 160 кВ*А 250 кВ*А и 400 кВ*А по (2.7):

кВт*ч/год;

кВт*ч/год;

кВт*ч/год;

Общее значение потерь электроэнергии для двух трансформаторов:

кВт*ч/год.

Для второго варианта потери электроэнергии также определяются для двух силовых трансформаторов мощностью 160 кВ*А 250 кВ*А и 400 кВ*А по (2.7):

кВт*ч/год;

кВт*ч/год;

кВт*ч/год;

Общее значение потерь электроэнергии для двух трансформаторов:

кВт*ч/год.

Суммарные значения потерь электрической энергии в линиях и трансформаторах для первого варианта:

кВт*ч/год.

Для второго варианта:

кВт*ч/год.

Определяем потери напряжения до наиболее удалённой точки сети:

, (2.8)

где - ток нагрузки i-го участка, А;

- удельное активное и индуктивное сопротивления линии, Ом/км;

- коэффициент мощности, о.е.;

- длина i-го участка, м.

Абсолютные потери напряжения по фидеру:

, (2,9)

Относительные потери напряжения, определяемые требованиями ГОСТ 13109-97, выражаются:

, (2.10)

где - уровень падения напряжения, кВ;

- номинальное напряжение сети, кВ.

Результаты расчётов отклонения напряжения до наиболее удалённых точек сети приведены в таблице 2.12 – для первого варианта и таблице 2.13 – для второго варианта схем электроснабжения.

Таблица 2.12 Потери напряжения до наиболее удалённых точек сети

Номер отходящей линии

Номер участка

Исходные данные

Расчётные данные

L, км

I, А

U, кВ

U, %

1

2

3

4

5

6

ТП «Набережная»

Л-1

12-13

0,040

10,1

0,00062

0,16

11-12

0,040

15,2

0,00093

0,24

10-11

0,035

19,4

0,00104

0,27

9-10

0,040

23,7

0,00145

0,38

8-9

0,080

48,6

0,00594

1,56

7-8

0,080

56,2

0,00686

1,81

6-7

0,040

59,0

0,00360

0,95

5-6

0,080

61,6

0,00753

1,98

4-5

0,040

66,6

0,00407

1,07

3-4

0,020

68,9

0,00210

0,55

2-3

0,040

96,2

0,00588

1,55

1-2

0,040

98,7

0,00603

1,59

0-1

0,030

101,1

0,00463

1,22

Итого до наиболее удалённой точки:

10,83

ТП «Центральная»

Л-1

9-10

0,040

15,2

0,00093

0,24

8-9

0,040

19,4

0,00119

0,31

7-8

0,040

26,8

0,00164

0,43

6-7

0,040

30,4

0,00186

0,49

5-6

0,040

33,3

0,00203

0,54

4-5

0,040

36,7

0,00224

0,59

3-4

0,040

42,5

0,00260

0,68

2-3

0,030

64,2

0,00294

0,77

1-2

0,100

83,1

0,01269

3,34

0-1

0,100

144,0

0,02198

5,78

Итого до наиболее удалённой точки:

16,51

ТП «Больница»

Л-2

14-15

0,040

15,2

0,00093

0,92764

13-14

0,040

23,7

0,00145

1,44711

12-13

0,040

30,4

0,00186

1,85527

11-12

0,080

36,7

0,00449

4,48563

10-11

0,040

42,5

0,00260

2,59738

9-10

0,030

45,7

0,00209

2,09182

8-9

0,040

51,4

0,00314

3,13541

7-8

0,070

59,0

0,00630

6,30298

6-7

0,030

105,8

0,00485

4,84659

5-6

0,020

110,4

0,00337

3,36917

4-5

0,050

114,7

0,00875

8,75379

3-4

0,050

118,8

0,00907

9,07022

2-3

0,050

122,8

0,00937

9,37221

1-2

0,050

126,6

0,00966

9,65978

0-1

0,040

130,2

0,00795

7,94634

Итого до наиболее удалённой точки:

17,462

Таблица 2.13

Потери напряжения до наиболее удалённых точек сети

L, км

I, А

U, кВ

U, %

1

2

3

4

5

6

ТП № 1

Л-2

11-12

0,040

10,1

0,00031

0,08

10-11

0,035

15,2

0,00041

0,11

9-10

0,040

19,4

0,00059

0,16

8-9

0,065

36,7

0,00182

0,48

7-8

0,010

48,6

0,00037

0,10

2

3

4

5

6

6-7

0,020

71,8

0,00110

0,29

5-6

0,040

77,6

0,00237

0,62

4-5

0,040

83,1

0,00254

0,67

3-4

0,040

85,9

0,00262

0,69

2-3

0,015

93,7

0,00107

0,28

1-2

0,040

98,7

0,00302

0,79

0-1

0,085

101,1

0,00657

1,73

Итого до наиболее удалённой точки:

3,5

ТП № 2

Л-2

9-10

0,030

15,2

0,00047

0,12

8-9

0,030

19,4

0,00060

0,16

7-8

0,060

26,8

0,00165

0,44

6-7

0,040

33,3

0,00137

0,36

5-6

0,065

39,8

0,00266

0,70

4-5

0,040

45,7

0,00188

0,49

3-4

0,040

51,4

0,00211

0,56

2-3

0,040

56,2

0,00231

0,61

1-2

0,030

59,0

0,00182

0,48

0-1

0,075

71,8

0,00553

1,46

Итого до наиболее удалённой точки:

2,87

ТП № 3

Л-1

13-14

0,040

15,2

0,00046

0,12

12-13

0,040

23,7

0,00072

0,19

11-12

0,030

30,4

0,00070

0,18

10-11

0,030

33,3

0,00076

0,20

9-10

0,030

39,8

0,00091

0,24

8-9

0,070

45,7

0,00244

0,64

7-8

0,040

51,4

0,00157

0,41

6-7

0,040

56,2

0,00172

0,45

5-6

0,020

61,6

0,00094

0,25

4-5

0,060

64,2

0,00294

0,77

3-4

0,020

66,6

0,00102

0,27

2-3

0,050

116,8

0,00446

1,17

1-2

0,030

118,8

0,00272

0,72

0-1

0,050

122,8

0,00469

1,23

Итого до наиболее удалённой точки:

4,36

2.4 Технико-экономический расчёт вариантов низковольтной сети

Для оценки вариантов по сравнительной экономической эффективности удобно пользоваться понятием приведенных затрат. Годовые приведенные затраты определяются:

, (2.12)

где - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, о.е., =0,12;

K – единовременные капитальные вложения в сооружаемые объекты,тыс.руб.;

И – ежегодные эксплуатационные издержки, тыс.руб.;

У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс.руб./год.

Единовременные капитальные вложения, в свою очередь, состоят из следующих составляющих:

, (2.13)

где - капитальные вложения на строительство линий, тыс.руб.;

- капитальные вложения на сооружение комплектных трансформаторных подстанций, тыс.руб

Капитальные вложения на строительство линий:

, (2.14)

где - стоимость строительства воздушных линий напряжением 0,38 кВ протяжённостью в один километр, тыс.руб.;

- протяжённость линии, км.

Ежегодные эксплуатационные издержки определяются:

, (2.15)

где - эксплуатационные издержки на линии, тыс.руб.;

- эксплуатационные издержки на трансформаторные подстанции, тыс.руб.;

- издержки, связанные с потерями электроэнергии в линиях и трансформаторах, тыс.руб.

Издержки эксплуатационные на линии и трансформаторы определяются:

, (2.16)

где - отчисления на амортизацию оборудования, тыс.руб.;

- отчисления на ремонт оборудования, тыс.руб.;

- отчисления на обслуживание оборудования, тыс.руб.;

- капитальные затраты на строительство, тыс.руб.

Издержки, связанные с потерями электроэнергии:

, (2.17)

где - потери электроэнергии за год, кВтч/год;

- тариф на электроэнергию, руб./кВтч.

Расчёты по (2.12) и (2.13) представлены в таблице 2.14 – для первого варианта и в таблице 2.15 – для второго варианта.

Таблица 2.14

Сметная стоимость оборудования

Наименование оборудования

Единица измерения

Количество

Сметная стоимость, тыс.руб.

единицы

Общая

1. Стоимость ВЛ 0.4 кВ на деревянных опорах с ж/б приставками и проводом А35

км

6

125

750

2. Стоимость КТП-160

шт

3

175

525

Итого:

1275

Таблица 2.15

Сметная стоимость оборудования

Наименование оборудования

Единица измерения

Количество

Сметная стоимость, тыс.руб.

единицы

Общая

1. Стоимость ВЛ 0.4 кВ на деревянных опорах с ж/б приставками и СИП-2А 3х50+54.6+25

км

6

125

750

2. Стоимость КТП-160

шт

1

175

175

3. Стоимость КТП-250

шт

1

210

210

4. Стоимость КТП-400

шт

1

210

210

Итого:

1345

Ежегодные эксплуатационные издержки на воздушные линии 0,38 кВ для первого и второго вариантов схем электроснабжения по (2.16):

руб./год;

руб./год.

Издержки, связанные с потерями электроэнергии в сетях, для первого и второго вариантов по (2.17):

руб./год;

руб./год.

Общие ежегодные издержки для первого и второго вариантов составят:

руб./год;

руб./год.

Итоговые годовые приведенные затраты для первого и второго вариантов схем электроснабжения участка населённого пункта по (2.13):

руб./год;

руб./год.

Из вышеприведённого расчёта экономических показателей видно, что второй вариант схемы электроснабжения участка с. Барагхан, предложенного мной, оказался дешевле на 10113,12 руб. Разница совсем незначительная, но вариант, предложенный мной более надежный, гораздо дешевле в эксплуатации и обеспечивает лучшее качество электроэнергии.

2.5 Расчёт электрических нагрузок распределительных сетей высокого напряжения

В данном разделе рассматривается схема электроснабжения сети 10 кВ по зоне действия подстанции 35/10 кВ «Барагхан».

Расчётные нагрузки участков распределительных сетей напряжением 10 кВ определяются по (2.1 – 2.5), но при этом используются значения коэффициентов одновремённости, взятых по /8.стр.296 /.

Для расчёта полной нагрузки на каждый фидер имеются данные контрольных замеров токов на головных участках за характерные зимние и летние сутки. т.к. не имеем данных о расчётных нагрузках каждой трансформаторной подстанции (ТП), а только контрольные замеры токовых нагрузок на головных участках, то необходимо пользоваться методом определения среднего коэффициента загрузки всех ТП:

, (2.18)

где - ток нагрузки головного участка фидера, А;

- номинальное напряжение сети, кВ;

- суммарное значение номинальных мощностей каждого ТП, кВ*А.

С учётом того, в какое время суток наблюдается максимальный ток нагрузки головного участка, определяется расчётная нагрузка каждой ТП и каждого участка сети. Нагрузки, которые отличаются по значению более чем в четыре раза, суммируются по / 1.5 /. Расчёт будем вести только для вечернего максимума, т.к. основная нагрузка по фидерам является коммунально-бытовой.

Расчётные нагрузки для обоих вариантов одинаковы, т.к. никаких изменений в схеме сети не наблюдается.

По (2.18) определяется общий коэффициент загрузки каждого фидера, а результат заносится в таблицу 2.16.

По данным таблицы 2.16 определим расчётную мощность нагрузки каждого ТП:

, (2.19)

где - коэффициент загрузки всего фидера, о.е.;

- номинальная мощность трансформатора, кВ*А.


Таблица 2.16

Общий коэффициент загрузки

Название фидера

Исходные данные

KЗаг.общ,

о.е.

IГ, А

Sнаг, кВ*А

, кВ*А

Фидер № 1-Хонхино

30,8

442,4

560

0,8

Фидер № 2- Барагхан

80,9

1162,7

1510

0,8

Фидер № 3 Элысун

43,6

626,4

783

0,8

Фидер № 4 Куйтун

35,1

504,6

623

0,8

Результаты расчётов по (2.19) приведены в таблицу 2.17.

Таблица 2.17

Расчётные мощности трансформаторных пунктов

Тип трансформатора

,о.е.

,кВ*А

,кВ*А

3. ТМ-63/10

0,8

63,0

50,4

4. ТМ-100/10

0,8

100,0

80,0

5. ТМ-160/10

0,8

160,0

128,0

6. ТМ-250/10

0,8

250,0

200,0

7. ТМ-400/10

0,7

400,0

320,0

По полученным расчётным нагрузкам трансформаторных пунктов определяем расчётные нагрузки на участках каждого фидера. Полученные данные приведены в таблице 2.18 – для фидера № 1- Хонхино, в таблице 2.19 – для фидера № 2- Барагхан, в таблице 2.20 – для фидера № 3 - Элысун, в таблице 2.21 – для фидера № 4- Куйтун. Нагрузка участков сети фидера № 1- Хонхино в таблице 2.18

Таблица 2.18

Нагрузка участков сети фидера

Номер участка

Мощность нагрузки,

кВт

Ток нагрузки,

А

Марка проводов линии

Базовый вариант

Предлагаемый вариант

0-1

560

38,95

А-35

АС-35/6,2

1-7

260

18,09

А-35

АС-35/6,2

6-7

100

6,96

А-35

АС-35/6,2

1-2

300

20,89

А-35

АС-35/6,2

2-3

200

13,91

А-35

АС-35/6,2

3-4

100

6,96

А-35

АС-35/6,2

3-5

100

6,96

А-35

АС-35/6,2

В данном дипломном проекте предусмотрена замена существующих проводов А-35 на ВЛ 10 кВ на провода АС 35/6,2 в соответствии с ПУЭ Нагрузка участков сети фидера № 2- Барагхан в таблице 2.19

Таблица 2.19

Нагрузка участков сети фидера

Номер участка

Мощность нагрузки,

кВт

Ток нагрузки,

А

Марка проводов линии

Базовый вариант

Предлагаемый вариант

0-1

1510

105,04

А-35

АС-35/6,2

1-2

160

11,13

А-35

АС-35/6,2

1-3

1190

82,78

А-35

АС-35/6,2

3-4

260

18,09

А-35

АС-35/6,2

4-5

160

11,13

А-35

АС-35/6,2

3-6

930

64,69

А-35

АС-35/6,2

6-7

680

47,3

А-35

АС-35/6,2

7-8

520

36,17

А-35

АС-35/6,2

8-9

100

6,96

А-35

АС-35/6,2

8-10

420

29,22

А-35

АС-35/6,2

10-12

160

11,13

А-35

АС-35/6,2

10-11

100

6,96

А-35

АС-35/6,2

В данном дипломном проекте предусмотрена замена существующих проводов А-35 на ВЛ 10 кВ на провода АС 35/6,2 в соответствии с ПУЭ Нагрузка участков сети фидера №3- Элысун в таблице 2.20

Таблица 2.20

Нагрузка участков сети фидера

Номер участка

Мощность нагрузки,

кВт

Ток нагрузки,

А

Марка проводов линии

базовый

предлагаемый

1

2

3

4

5

0-1

783

54,47

АС-35/6,2

АС-50/8,0

1-2

623

43,34

АС-35/6,2

АС-50/8,0

2-3

100

6,96

АС-35/6,2

АС-50/8,0

2-4

523

36,38

АС-35/6,2

АС-50/8,0

4-5

100

6,96

АС-35/6,2

АС-50/8,0

4-6

323

22,47

АС-35/6,2

АС-50/8,0

6-7

163

11,34

АС-35/6,2

АС-50/8,0

7-8

100

6,96

АС-35/6,2

АС-50/8,0


Таблица 2.21

Нагрузка участков сети фидера

Номер участка

Мощность нагрузки,

кВт

Ток нагрузки,

А

Марка проводов линии

базовый

предлагаемый

1

2

3

4

5

0-1

623

43,34

АС-35/6,2

АС-50

1-2

523

36,38

АС-35/6,2

АС-50

2-3

200

13,91

АС-35/6,2

АС-50

3-5

100

6,96

АС-35/6,2

АС-50

3-4

100

6,96

АС-35/6,2

АС-50

2-6

163

11,34

АС-35/6,2

АС-50

6-7

100

6,96

АС-35/6,2

АС-50

6-8

63

4,38

АС-35/6,2

АС-50

2.6 Электрический расчёт сети высокого напряжения

Электрический расчёт вариантов схем электроснабжения сетей высокого напряжения производится с целью выявления потерь в воздушных линиях и трансформаторных подстанциях 10/0.4 кВ, а также падения уровня напряжения от секций шин 10 кВ до наиболее удалённой точки сети. Расчёт производится по (2.7– 2.12)

Рассмотрим фидер № 4- Куйтун. Данный фидер является наиболее длинным. Расчёт потерь электрической энергии для первого варианта схемы электроснабжения представлен в таблице 3.7.

Таблица 2.22

Расчёт потерь электрической энергии

Название фидера

Номер участка

Расчётные данные

P, кВт

I, А

L, км

W, кВт*ч/год

№ 4- Куйтун

0-1

623

43,34

11,5

56303,78

1-2

523

36,38

5,6

19322,13

2-3

200

13,91

1,1

555,03

3-5

100

6,96

0,8

100,91

3-4

100

6,96

0,5

63,07

2-6

163

11,34

6,8

2279,02

6-7

100

6,96

0,6

75,69

6-8

63

4,38

2,6

130,17

Итого:

78829,8

Аналогичный расчёт производится для второго варианта схемы электроснабжения фидера 4- Куйтун. Результаты представлены в таблице 2.23

Таблица 2.23

Расчёт потерь электрической энергии

Название фидера

Номер участка

Расчётные данные

P, кВт

I, А

L, км

W, кВт*ч/год

№ 4- Куйтун

0-1

623

43,34

11,5

42976,17

1-2

523

36,38

5,6

14748,41

2-3

200

13,91

1,1

423,65

3-5

100

6,96

0,8

77,03

3-4

100

6,96

0,5

48,14

2-6

163

11,34

6,8

1739,55

6-7

100

6,96

0,6

57,77

6-8

63

4,38

2,6

99,36

Итого:

60170,09

Результаты расчёта падения уровня напряжения до наиболее удалённой точки сети для фидера №4- Куйтун представлены: для первого варианта – в таблице 2.24, для второго варианта – в таблице – 2.25.

Таблица 2.24

Расчёт падения уровня напряжения для первого варианта

Название фидера

Номер участка

Исходные данные

Расчётные данные

L, км

I, А

U, кВ

U, %

№ 4- Куйтун

0-1

11,5

43,34

0,352

3,52

1-2

5,6

36,38

0,146

1,46

2-6

6,8

11,34

0,055

0,55

6-8

2,6

4,38

0,008

0,08

Итого:

5,61

Таблица 2.25

Расчёт падения уровня напряжения для второго варианта

Название фидера

Номер участка

Исходные данные

Расчётные данные

L, км

I, А

U, кВ

U, %

«Куйтун»

0-1

11,5

43,34

0,293

2,93

1-2

5,6

36,38

0,120

1,20

2-6

6,8

11,34

0,045

0,45

6-8

2,6

4,38

0,007

0,07

Итого:

4,65

Потери электрической энергии и напряжения для остальных фидеров представлены в таблице 2.26.

Таблица 2.26

Потери электрической энергии и напряжения

Название фидера

L, км

W, кВт*ч/год

U, кВ

U, %

вариант

1

вариант2

вариант1

вариант2

вариант1

вариант2

№ 1-Хонхино

2,50

28630,1

27812,4

0,31

0,300

3,1

3,00

№ 2-Барагхан

2,30

25530,2

24684,5

0,29

0,280

2,9

2,80

№ 3- Элысун

14,35

54560,8

43740,9

0,63

0,440

6,3

4,40

№ 4- Куйтун

26,50

78829,8

60170,1

0,56

0,465

5,6

4,65

В данном дипломном проекте предусмотрена замена существующих проводов А-35 на ВЛ 10 кВ на провода АС 35/6,2 в соответствии с ПУЭ

2.7. Технико-экономический расчёт сети высокого напряжения

Технико-экономическое сравнение вариантов схем электроснабжения сети высокого напряжения производится с использованием формул (1.13 – 1.18).

Капитальные затраты сводятся в таблицы 2.27 и 2.28 для первого и второго вариантов схем электроснабжения соответственно.

Таблица 2.27

Капитальные затраты

Наименование оборудования

Единица измерения

Количество

Сметная стоимость, тыс.руб.

единицы

Общая

1. ВЛ 10 кВ с проводом А-35

км

7,96

690

5492

2. ВЛ 10 кВ с проводом АС-35

км

41,85

580

24273

Итого:

29765

Таблица 2.28 Капитальные затраты

Наименование оборудования

Единица измерения

Количество

Сметная стоимость, тыс.руб.

единицы

общая

1. ВЛ 10 кВ с проводом АС-35

км

7,96

700

5572

2. ВЛ 10 кВ с проводом АС-50

км

41,85

590

24692

Итого:

30264

Ежегодные эксплуатационные издержки на воздушные линии 10 кВ и трансформаторные пункты 10/0.4 кВ для первого и второго вариантов схем электроснабжения по (1.16):0

тыс.руб;

тыс.руб;

Издержки, связанные с потерями на передачу электроэнергии по фидерам для первого и второго вариантов схем электроснабжения по (1.18):

тыс.руб/год;

тыс.руб/год.

Общие суммарные ежегодные издержки для двух вариантов схем:

тыс.руб/год;

тыс.руб/год.

Приведенные затраты определяем без учёта ущерба от недоотпуска электроэнергии, т.к. варианты схем электроснабжения по степени надежности равнозначны. Годовые приведенные затраты для первого и второго вариантов схем электроснабжения по (1.13):

тыс.руб;

тыс.руб.

Из вышеприведённого расчёта экономических показателей видно, что второй вариант схемы электроснабжения незначительно дороже первого, но первый вариант не соответствует Правилам устройства электроустановок. При втором варианте потери электроэнергии меньше, эксплуатационные издержки меньше.


Раздел 3.Специальный вопрос

3.1. Релейная защита и автоматика системы электроснабжения с. Барагхан

В трехфазных электрических сетях возможны повреждения электрооборудования и утяжеленные режимы работы. Повреждения, связанные с нарушением изоляции, разрывом проводов линий электропередачи, ошибками персонала при переключениях, приводят к КЗ фаз между собой или на землю. Возможны и более сложные повреждения. Кроме того, в случае развития повреждения не исключены переходы одного вида повреждения в дугой с охватом большего числа фаз.

При КЗ в замкнутом контуре появляется большой ток, увеличивается падение напряжения на элементах оборудования, что ведет к общему понижению напряжения во всех точках сети и нарушению работы потребителей; возникает также опасность нарушения параллельной работы электростанций.

Утяжеленные режимы работы электрических сетей возникают, как правило, в результате аварий или после аварийных отключений оборудования, при последующих перегрузках и отклонениях напряжения от номинальных значений. И хотя эти режимы в течении некоторого времени считаются допустимыми, все же они создают предпосылки для различного рода повреждений и расстройств в работе электрических сетей. Например, в сетях 10-35 кВ, работающих с изолированной нейтралью или заземлением через дугогасящий реактор, замыкание одной фазы на землю сразу не приводит к КЗ (в месте замыкания фазы на землю проходит лишь относительно небольшой емкостной ток) и не отражается на работе потребителей электроэнергии, поскольку при этом искажаются лишь фазные напряжения и не изменяются значения междуфазных напряжений.

Однако для такого утяжеленного режима характерно повышение напряжения неповрежденных фаз относительно земли до линейного во всей электрически связанной сети, что создает угрозу повреждения изоляции и междуфазного КЗ через землю. Поэтому время работы сетей с заземленной фазой ограничивается (в ряде случаев до 2 ч). За это время участок сети с заземленной фазой должен быть обнаружен и выведен в ремонт.

Для обеспечения нормальных условий работы электрических сетей и предупреждения развития повреждения необходимы быстрая реакция на изменения режима работы, незамедлительное отделение повредившегося оборудования от неповрежденного и при необходимости включение резервного источника питания потребителей.

Выполнение этих задач возложено на устройства релейной защиты и автоматики. Релейная защита в случае возникновения аварийного режима воздействует на отключение выключателей поврежденных участков сети или оборудования.

К релейной защите предъявляются следующие требования.

1. Автоматическое отключение оборудования электрических сетей в аварийных режимах должно быть избирательным (селективным). Это означает, что релейная защита должна отключать только поврежденное оборудование или участок сети.

2. Автоматическое отключение оборудования при КЗ должно быть по возможности быстрым, чтобы уменьшить размеры повреждения и не нарушить режим работы электростанций и приемников электрической энергии. В современных электрических системах, оснащенных быстродействующими выключателями и совершенными устройствами релейной защиты, практически достигнуто наименьшее полное время отключения наиболее ответственных участков сетей 0,05-0,06 с.

В распределительных сетях применяются менее быстродействующие выключатели и более простые защиты, поэтому полное время отключения поврежденного оборудования может достичь несколько секунд.

3. Для того чтобы релейная защита реагировала в аварийных режимах, она должна обладать определенной чувствительностью, т.е. должна приходить в действие при КЗ в любом месте защищаемой зоны и при минимально возможном токе КЗ. Чувствительность характеризуется коэффициентом чувствительности. Значение коэффициента чувствительности в ряде случаев считается удовлетворительным, если он равен или более 1,5.

4. Релейная защита должна быть надежной, безотказно работать при КЗ в защищаемой зоне и только при тех режимах, при которых предусмотрена ее работа.

Устройства релейной защиты отличаются друг от друга по принципу действия, схеме включения и другим признакам. Применение тех или иных защит определяется особенностями электрического оборудования, схемами его включения, рабочим напряжением и ответственностью потребителей.

Устройства релейной защиты в электрических сетях дополняются устройствами противоаварийной автоматики, позволяющими быстро устранять опасные послеаварийные режимы и восстанавливать электроснабжение потребителей, исключающая вмешательство персонала.

Ниже рассматриваются принципы действия, особенности схем и обслуживание оперативным персоналом некоторых наиболее распространенных устройств релейной защиты и автоматики на подстанциях энергосистем.

Максимальная токовая защита реагирует на увеличение тока в защищаемом элементе сети. Она применяется для защиты линий, имеющих одностороннее питание, на линиях устанавливается со стороны источника питания и воздействует на отключение выключателя в случае повреждения на защищаемой линии или на шинах подстанций, питающихся от этой линии. Селективность защит обеспечивается подбором выдержек времени, нарастающих ступенями в сторону источника питания.

Токовая отсечка – это максимальная токовая защита, селективность действия которой обеспечивается не ступенчатым подбором выдержек времени – в подавляющем в большинстве случаев отсечка действует мгновенно, и выбором тока срабатывания. Известно, что ток КЗ уменьшается по мере удаления места КЗ от источника. Ток срабатывания отсечки по значению выбирается таким, чтобы отсечка надежно срабатывала при КЗ на заранее определенном участке линии и не приходила в действие при КЗ за пределами этого участка. Таким образом , токовая отсечка защищает часть линии, а не всю линию.

Токовая отсечка применяется для защиты линий с односторонним и двухсторонним питанием и, кроме того, для защиты трансформаторов. В последнем случае отсечка устанавливается с питающей стороны трансформатора и действует при повреждениях вводах ВН и в некоторой части первичной обмотки. При повреждениях вторичной обмотки отсечка не срабатывает.

В данном разделе, для выбранной схемы электроснабжения с. Барагхан, решается ряд задач по выбору и расчёту уставок устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗиА) отдельных элементов этой схемы.

Основными из этих задач являются:

  1. выбор типов защит и устройств автоматики для элементов заданной схемы;
  2. расчёт рабочих уставок выбранных устройств РЗиА с согласованием защит смежных элементов и проверкой их чувствительности;
  3. построение однолинейной схемы электроснабжения с указанием типов выбранных устройств РЗиА и карты селективности.

Для расчёта будем использовать наиболее загруженный фидер, самую мощную ближайшую ТП и наиболее мощный потребитель на этой ТП.

Выполняется защита низковольтного двигателя привода ошкуровочного станка мощностью 7,5 кВт. Т.к. коммутации двигателя нечастые (менее 10 раз в час), то для защиты двигателя выбирается автоматический выключатель. Условия выбора автоматических выключателей:

, 5.8)

где Uном.а – номинальное напряжение автоматического выключателя, В;

Uс – номинальное напряжение сети, В;

Iотк.а – номинальный ток отключения, А;

Imax.КЗ – максимальный ток короткого замыкания, А;

Iном.рц – номинальный ток расцепителя, А;

Iраб.max – максимальный рабочий ток, А.

Номинальный ток электродвигателя:

, (5.9)

где Uн – номинальное напряжение, кВ;

- коэффициент мощности, о.е.;

- коэффициент полезного действия, %.

По (5.9):

.

Пусковой ток асинхронного двигателя:

;

Выбирается неселективный выключатель SF3 типа ВА 61F29-3K20 со следующими параметрами:

Iном.а=20 А; Iном.рц=20 А; Iотк.а=6 кА;

;

Ток срабатывания отсечки выключателя:

;

где Kотс – коэффициент отстройки, о.е.

Принимается уставка отсечки:

;

Уставка защиты от перегрузки:

;

Ток однофазного КЗ на выводах двигателя с учётом переходного сопротивления в месте повреждения :

;

Чувствительность отсечки:

, (5.10)

, (5.11)

По (5.10):

;

По (5.11):

;

Чувствительность отсечки обеспечивается.

Таким образом, для электродвигателя выбран неселективный выключатель ВА61F29-3К20 с уставками: Iсо=240 А; Iсп=26 А; tос=0,02 с.

Выбирается групповой выключатель SF2 с максимальным рабочим током:

;

Выбирается автоматический выключатель SF2 типа ВА55-41-14УХЛ3 со следующими параметрами: Iном.а=250 А; Iсо/Iном.рц=2;3;4;5;6;7;8;9;10; Iсп/Iном.рц=1,25 ; Iном.рц/Iном.а=0,4;0,5;0,6;0,7;0,8;0,9;1,0;1,1.

Номинальный ток расцепителя:

;

Ток срабатывания отсечки выбирается по следующим условиям:

1. несрабатывание отсечки при максимальных токах нагрузки:

;

2. несрабатывание при полной нагрузке и пуске двигателя:

;

3. ;

Выбирается уставка отсечки:

;

Уставка защиты от перегрузки:

;

Чувствительность отсечки:

;

Чувствительность защиты от перегрузки:

;

Чувствительность отсечки обеспечивается.

Выбирается вводной выключатель SF1 с максимальным рабочим током:

;

Выбирается автоматический выключатель SF1 типа ВА55-41-14УХЛ3 со следующими параметрами: Iном.а=250 А; Iсо/Iном.рц=2;3;4;5;6;7;8;9;10; Iсп/Iном.рц=1,25 ; Iном.рц/Iном.а=0,4;0,5;0,6;0,7;0,8;0,9;1,0;1,1.

Номинальный ток расцепителя:

;

Ток срабатывания отсечки выбирается по следующим условиям:

1. несрабатывание отсечки при максимальных токах нагрузки:

;

2. несрабатывание при полной нагрузке и пуске двигателя:

;

3. .

Выбирается наибольшая уставка отсечки:

;

Уставка защиты от перегрузки:

;

Чувствительность отсечки:

;

Чувствительность защиты от перегрузки:

;

Чувствительность отсечки обеспечивается.

Время-токовые характеристики автоматических выключателей представлены на рисунке 5.3.

Время-токовые характеристики

Рис. 5.3

Защита трансформаторов. Для защиты трансформаторов ТП-10/0.4 кВ предусматриваются предохранители.

Выбор предохранителя. Номинальный ток трансформатора:

;

Защита трансформатора

Номинальный ток плавкой вставки:

;

Принимается предохранитель типа ПКТ 101-10-10-12,5 ХЛ3 с параметрами :Uн.пр=10 кВ; Iн.вс=10 А; Iном.отк=12,5 кА.

3.2. Защита и автоматика магистрали с воздушной линией W1.

Для магистральной предусматривается МТЗ, рассматривается возможность применения на магистральную защиту или устройства сигнализации при однофазных замыканиях на землю. Расчетная схема показана на рисунке 5.3.1

Для защиты линий в проекте применим многофункциональный микропроцессорный блок БМРЗ-04 научно-технического центра «Механотроника» (г.Санкт-Петербург).

Этот блок выполняет различные функции релейной защиты и автоматики (РЗА), управления и сигнализации, а так же обладает обширными информационными и сервисными свойствами. Он содержит, весь комплекс зашит и автоматики линии. Среди них: трехступенчатая токовая защита с контролем по напряжению и направлению мощности с независимой и зависимой от выдержкой времени, направленная зашита от замыкания на землю, минимальная зашита напряжения, устройство автоматического повторного включения, устройства включения резерва и др..

У блока БМРЗ-04 токи срабатывания ТО устанавливаются в пределах 1,5-100 А (через 0,1 А), токи срабатывания МТЗ устанавливаются в пределах 0,5-50 А (через 0,1 А).

Для защиты линии предусматриваем максимальную токовую защиту линии (МТЗ) рис 5.3.1.

Схема защиты линии

5.3.1


На рис. 5.3.2 представлена функциональная схема РЗ БМРЗ -04


Трехступенчатая токовая защита с контролем по напряжению и

направлению мощности КЗ и ускорением действия имеет независимые выдержки времени DT1 первой (реле максимального тока КА1), DT2 второй (реле КА2) ступеней и обратно зависимые (от тока) xapaктеристики выдержек времени DТЗ третьей (реле тока КАЗ) ступеней. Xaрактеристики определяются вычислениями времени срабатывания по

аналитическим соотношениям, определяющим одну из четырех: международная L, инверсная N, аналоги электромеханических реле PT-80 и РТВ их разновидностей.

Характеристики устанавливаются ключами SG10, SG11, а ключом SG9 вводится независимая от тока выдержка времени DT4. Измерительная часть защиты реализуется программными операциями;

трех однофазных измерительных реле максимального тока КA1-КАЗ, подключаемых ключами SG1-SGЗ через максиселекторmах ко вторичным измерительным трансформаторам тока TAL, нагpyженным балластными резисторами Rб ;

одного измерительного реле минимального напряжения KV2 с миниселекторомmin трехфазного напряжения вторичных трансформаторов TVL.

фильтра ZV2 и реле напряжения обратной последовательности KVl;

двух измерительных реле KW угла сдвига фаз (направления мощности), включенных по 90 градусной схеме, с выходом через логическую операцию ИЛИ (на схеме не показана).

Все три ступени могут контролироваться [логические операции DХ1-DХЗ (И)] через ключи SG4-SG7 по минимальному напряжению (ключ SG7) или (операция DWU):

по напряжению обратной последовательности (ключ SG8);

по направлению мощности К3 (ключи SG 1 З, SG 14).

Первая (КА1) и вторая (КА2) ступени с токами срабатывания обозначенными как I>>>,I>> соответственно действуют (операция DW2) на отключение выключателя. Третья ступень (КАЗ) с током срабатывания I > действует в зависимости от положения ключа SG17 на отключение или на сигнализацию о перегрузке.

На схеме рис. 5.3.2. показаны особенности программной защиты:

цепь (DWЗ и ключ SG16) формирования сигналов контактами реле KL, запускающего логический алгоритм отключения шин распредустройства;

формирование (операция DX4) сигнала о запуске первой и второй ступеней защиты;

цепь запрета (блокировки) АПВ от первой (КА1) ступени защиты;

дистанционное управление настройкой (переключение программ) измерительной и логической частей;

цепь ускоренного отключения УО.

Устройство отключения замыканий на землю функционирует с контролем или только напряжения, или напряжения и тока, или и направления мощности нулевой последовательности (устанавливается программно) с одной или двумя независимыми выдержками времени. Характеризуется высокой чувствительностью и низкими током (от 0,05 А) и напряжением (от 5 В) срабатывания.

Определяем ток срабатывания ТО:

кА; (5.3.1)

где кн – коэффициент надежности, кн=1,2,

- ток КЗ в конце линии, кА.

Ток срабатывания реле определяем по формуле:

; (5.3.2)

где ксх = 1 - коэффициент схемы, о.е.;

nТА - коэффициент трансформации трансформатора тока, о.е.;

Определяем ток срабатывания МТЗ по условию отстройки в режиме самозапуска нагрузки магистрали:

; (5.3.3)

где котс = 1,2 - коэффициент отстройки, о.е.;

кс.з = 2 - коэффициент самозапуска, о.е.;

Iр.max - максимальный рабочий ток магистрали, А;

кв = 0,8 - коэффициент возврата, о.е.

По формуле (5.3.3) определяем:

А;

Проверяем чувствительность МТЗ при КЗ в основной зоне действия защиты:

; (5.3.4)

где - ток КЗ в точке К4,/табл.5.1/,кА.

По формуле (5.4.4.3) находим:

;

МТЗ имеет достаточную чувствительность, т.к. > 1,5 из /8, стр.66/.

Чувствительность защиты в зонах резервирования, находится по формуле:

;

где - ток КЗ в точке К5,/табл.5.1/,кА.

По формуле (5.3.3) находим:

;

Защита в зонах резервирования обладает достаточной чувствительностью т.к.

> 1,2 из /8 стр.66/.

Расчёт защиты секционного выключателя на шинах 10 кВ. Выбирается уставка МТЗ секционного выключателя Q4 применяя БМРЗ -04 для повышения её чувствительности дополняется комбинированным пусковым органом напряжения.

Ток срабатывания МТЗ секционного выключателя выбирается по следующим условиям:

;

;

где Kотс – коэффициент отстройки, о.е.;

Kсзп – коэффициент самозапуска, о.е.(для МТЗ с пуском по напряжению Kсзп=1);

Kв – коэффициент возврата для реле БМРЗ -04, о.е.;

Kнс – коэффициент надёжности согласования, о.е.;

Iсз.л – ток срабатывания МТЗ магистрали, как предыдущей защиты, А.

Ток срабатывания реле по (5.12):

;

Чувствительность секционного выключателя:

;

Напряжение срабатывания минимального реле напряжения:

;

;

где Umin – минимальное напряжение на шинах 10 кВ;

Uсз – напряжение срабатывания защиты, кВ;

nTV – коэффициент трансформации для трансформатора напряжения, от которого питается реле пускового органа защиты, о.е.;

Kотс=1,15 – коэффициент отстройки для реле БМРЗ -04, о.е;

Kв=1,2 – коэффициент возврата для реле БМРЗ -04, о.е.

Время срабатывания защиты секционного выключателя:

;

где tл – время срабатывания МТЗ магистрали W2 при токе 138,3 А, сек.;

- ступень селективности, сек.

Для повышения надёжности электроснабжения и исправления неселективного действия линия W1 оборудуется устройством автоматического повторного включения однократного действия. Принимается типовое устройство РПВ-358 со временем срабатывания . Время возврата определяется продолжительностью заряда конденсатора 15-20 сек., которая надёжно обеспечивает однократность действия устройства АПВ.

Защита трансформатора районной подстанции. Для трансформатора предусматривается: токовая отсечка без выдержки времени и максимальная токовая защита (МТЗ), газовая защита и защита от перегрузки.

Выбор тока срабатывания отсечки:

, (5.13.)

где Kотс– коэффициент отстройки, о.е.,Kотс=1,2;

- максимальный ток внешнего короткого замыкания на шинах 10 кВ, А.

По (5.13.):

.

Коэффициент чувствительности отсечки:

, (5.14.)

где - ток короткого замыкания на высокой стороне трансформатора, А;

- ток срабатывания защиты, А.

По (5.14.):

.

Время-токовые характеристики

Рис.4.6

5.4.5. Защита и автоматика трансформатора главной понизительной подстанции «Барагхан»

Для защиты трансформаторов «Барагхан» от повреждений и ненормальных режимов предусматривается трех ступенчатая защита, газовая защита, МТЗ. Схема защит представлена на рисунке 5.4.5.1

Для понижающих трансформаторов с устройствами переключений ответвлений от обмотки высшего напряжения со стороны нейтрали (устройствами регулирования под нагрузкой  УРПН) предназначаются микропроцессорные автоматические устройства защиты серии цифровых реле SPA300 совместного предприятия «АББ Реле Чебоксары», а именно, микропроцессорное интегрированное устройство релейной защиты трансформатора

SPAD 346С, выполняющее функции:

-продольной токовой дифференциальной защиты;

-трехступенчатой токовой защиты от междуфазных КЗ;

-дифференциальной токовой защиты нулевой последовательности от КЗ на землю;

-токовой защиты нулевой последовательности от однофазныx замыканий на землю на стороне высшего напряжения;

-токовой защиты от КЗ на землю на стороне с напряжением 0,4 кВ;

-защиты от несимметричной работы.

3.3 Трехступенчатая защита.

Модуль SPCJ4D28Расчёт начинается с определения вторичных токов в плечах трансформатора.

Поскольку со стороны 10,5 кВ проходит наибольший вторичный ток плеча защиты, она принимается за основную и все расчёты производятся в первичных токах, приведённых к напряжению этой стороны.

Для понижающего трансформатора мощностью 1,6 МВА используется продольной токовой дифференциальной защиты(модуль SPAD3D53) и трёхступенчатая токовая защита от междуфазных КЗ (модуль SPCJ4D28).

А) Первая ступень. Найдем ток срабатывания дифотсечки по условию отстройки от бросков тока намагничивания:

Iс.з. =5* Iном.тр. =5*88=440 А (5.4.5.1)

Проверяется чувствительность:

, (5.4.5.2)

где - ток трехфазного короткого замыкания /табл. 9.1/.

Коэффициент чувствительности по формуле (5.4.5.2)

;

Защита имеет достаточную чувствительность т.к. >1,5;

Б) Вторая ступень с блокировкой и торможением:

Iс.з. =0,5* Iном.тр. =0,5*88=44А, (5.4.5.1)

Чувствительность второй ступени по формуле (5.4.5.2) равна:

;

Защита имеет достаточную чувствительность т.к. >2,

Г) МТЗ:

А, (5.4.5.3)

где - Котс=1,1- коэффициент отстройки.

Кс.з.п=1,5-2 коэффициент самозапуска

Кв.=0,95

с.

3.4 Расчёт токов короткого замыкания

Для определения токов в расчетных точках составляют схему замещения (рис.5.1) и определяют значения сопротивлений элементов схем.

Сопротивление системы на питающей подстанции:

, (5.1)

где U1 – номинальное напряжение на высокой стороне, кВ;

Sк – мощность короткого замыкания от системы, кВ*А.

По (5.1.):

Ом;

Сопротивление силового трансформатора Т1:

, (5.2.)

где Uк1 – напряжение короткого замыкания, %;

UН.Т1 – номинальное напряжение трансформатора, кВ;

SН.Т1 – номинальная мощность трансформатора. кВ*А,

По (5.2):

Ом;

Сопротивление линии W1 10 кВ:

, (5.3.)

, (5.4.)

где r0 – удельное активное сопротивление воздушной линии, Ом/км;

x0 - удельное индуктивное сопротивление воздушной линии, Ом/км;

l – длина линии, км.

По (5.3.) активное сопротивление линии W1:

Ом;

По (5.4.) индуктивное сопротивление линии W1:

Ом;

По (5.3) активное сопротивление линии W2:

Ом;

По (5.4.) индуктивное сопротивление линии W2:

Ом;

По (5.2.) сопротивление трансформатора Т2:

Ом;

Ток трёхфазного короткого замыкания в расчётных точках:

, (5.5.)

где U – напряжение ступени расчётной точки, кВ;

Z – полное сопротивление элементов схемы до расчётной точки, Ом;

Рассмотрим КЗ в точке К1:

А;

Ударный ток:

, (5.6.)

где Kуд – ударный коэффициент, о.е.

По (5.6) ударный ток:

А;

Тепловой импульс:

, (5.7.)

где tотк – время срабатывания релейной защиты, принимается равным 0,2-4 с.

По (5.7.) тепловой импульс:

кА2*с;

Рассмотрим КЗ в точке К2:

Результирующее сопротивление до точки К2:

Ом;

;

Ом;

Пересчитываем сопротивление Z22 напряжение U2 = 10,5 кВ:

Ом;

По (5.5.):

кА;

Ударный ток по (5.6.):

кА;

Тепловой импульс по (5.7.):

кА2*с;

Рассмотрим КЗ в точке К3:

Результирующее до точки К3:

Ом;

Ом;

Ом;

По (5.5.):

кА;

Рассмотрим КЗ в точке К4:

Результирующее сопротивление до точки К4:

Ом;

Ом;

Ом;

Пересчитываем сопротивление Z44 на напряжение 0.4 кВ:

Ом;

По (5.5.):

кА;

Рассмотрим КЗ в точке К5:

Ом;

Ом;

Ом;

кА.

Рис.4.5.1


3) Третья ступень. Защита от несимметричных режимов:

А (5.4.5.4)

с

3.5. Выбор и проверка электрооборудования

Проводники и аппараты электроустановок должны удовлетворять расчётным условиям их работы при различных режимах функционирования электроустановок. Правильное определение расчётных условий на основе анализа возможных в эксплуатации режимов функционирования электроустановок с учётом перспективы их развития является необходимой предпосылкой правильного выбора проводников и аппаратов. Проводники и электрические аппараты выбирают по расчётным условиям нормального режима (по номинальным напряжению и току) и проверяют на работоспособность в условиях анормальных режимов (допустимый нагрев продолжительным расчётным током, термическая и электродинамическая стойкость при коротких замыканиях, опасное сближение гибких проводников под действием электродинамических сил при КЗ, коммутационная способность (для коммутационных аппаратов).

Произведём выбор оборудования на стороне высокого напряжения. Выбираем коммутационную аппаратуру.

При выборе разъединителей учитываем следующие условия:

, (5.10)

Максимальный рабочий ток:

, (5.11)

А;

Т.к. номинальный ток разъединителя должен быть больше максимального рабочего тока, то по /6, стр.271/ выбираем разъединитель типа: РНДЗ-2-35/1000 УХЛ 1 с параметрами: Uн=35кВ; Iн=1000 А; Iдин=80 кА; IТ=31,5 кА; tт=4 с. Проверим разъединитель на термическую стойкость:

.

Выбранный разъединитель условиям проверки удовлетворяет.

Выключатели выбираются по следующим условиям:

; ; , (5.12)

где – номинальное напряжение выключателя, кВ;

– номинальное напряжение сети, кВ;

– номинальный ток выключателя, кА;

– расчетный ток нормального режима, кА;

– нормированный коэффициент возможной перегрузки выключателя при данном продолжительном режиме его работы, о.е;

– расчетный ток продолжительного режима, кА.

Затем выбранный выключатель проверяется по включающей способности по условиям:

; , (5.13)

где – начальное действующее значение периодической составляющей номинального тока включения, кА;

– начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ, кА;

– наибольший пик номинального тока включения, кА;

– ударный ток КЗ, кА;

– ударный коэффициент, о.е.

Расчетное время отключения выключателя или вычисляется как сумма собственного времени отключения выключателя и 0,01 с в соответствии с выражением:

;

Собственное время отключения выключателя указывают заводы-изготовители. Его определяют от момента подачи команды на отключение до момента начала размыкания дугогасительных контактов.

Т.к. номинальный ток выключателя должен быть больше максимального рабочего тока, то выбираем элегазовый выключатель серии: ВВС-35-II-20/630УХЛ1 с параметрами: Uн=35 кВ; Iн=630 А; Iн.отк=40 кА; IТ=20 кА; tт=3 с. Проверим выключатель на термическую стойкость:

;

По /4,стр.336/ выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-35-83 УХЛ- 1, у которого при классе точности 0,5 суммарная мощность приборов . В качестве соединительного провода берём провода с медными жилами сечением .

Выбор трансформаторов тока и напряжения. По /4, стр.298/ выбираем трансформатор тока типа ТОЛ-УХЛ3 с параметрами: Iном=300 А; Iдин=100 кА; IТ=16 кА; tт=3 с.

Проверим на динамическую и термическую устойчивость :

;

;

.

Нагрузка вторичной цепи при наличии в ней амперметра типа Э377 с S=0.1 В*А по /4/, счётчика активной энергии типа СР4У-И676М по /4/ с S=2,5 В*А.

;

Сопротивление приборов:

.

полное сопротивление вторичной цепи трансформатора:

;

;

Трансформаторы тока удовлетворяют всем требованиям.

По /4, стр.328/ выбираем трансформатор напряжения типа НОЛ 08-УХЛ3 с Sн=75 В*А. Проверяем по вторичной нагрузке. Суммарная мощность приборов при наличии трёх вольтметров (S=2 В*А), трёх счётчиков активной энергии (S=3 В*А), трёх счётчиков реактивной энергии (S=3 В*А), составляет:

Данный трансформатор полностью удовлетворяет вышеуказанным условиям.

Выбор оборудования на стороне 10кВ.

Осуществим проверку выключателя ВВ-10-12,5/630У2. Представим сравнение в таблице 5.2.

Таблица 4.2 Проверка выключателя

Расчетные данные

Условие

Единица измерения

Паспортные данные

10,50

Uуст Uном

кВ

10,5

71,31

Iр.макс Iном

А

630,0

1,48

Iк Iотк.ном

кА

20,0

2,52

iу iвкл

кА

52,0

2,52

iу iдин

кА

52,0

6,57

Вк Вк. тер

кА2·с

1200,0

Проверка трансформаторов тока осуществляется также по следующим условиям:

где Кэд - кратность электродинамической стойкости, о.е.;

I1ном- номинальный первичный ток трансформатора, А.

Z2< Z2ном ,

где Z2 – вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом;

Z2ном - номинальная допустимая нагрузка, Ом.

Номинальная допустимая нагрузка определяется из выражения: Z2ном

где rприб - сопротивление приборов, Ом;

rпров - сопротивление соединительных проводов, Ом,

rк - сопротивление контактов, Ом.

Сопротивление приборов определяем по формуле:

,

где - мощность, потребляемая приборами, В*А;

I2 - вторичный номинальный ток, А.

По /4, стр. 635/ Sприб = 0,5 В*А – для приходящих линий и Sприб = 3 В*А – для отходящих линий. По /4, стр. 374/ удельное сопротивление проводов, применяемых для соединения трансформаторов тока с приборами, составляет = 0,0283 Ом·мм2/м, сечение и длина проводов соответственно q = 4мм2, lрасч = 6 м, сопротивление контактов rк =0,05 Ом.

Определим сопротивление проводов:

,

,

Осуществим проверку ТПЛ-10-Р-300/5.


Таблица 4.3

Проверка трансформаторов тока

Расчетные

данные

Условие

Единица

измерения

Паспортные

данные

10,50

Uуст Uном

кВ

10,5

2,52

iу iдин

кА

25,0

6,57

Вк Вк. тер

кА2·с

6072,0

2,52

iу Кэд·2·I1ном

кА

106,0

0,21

z2 z2ном

Ом

0,6

Трансформаторы напряжения выбираем по условиям :

< - нагрузка всех измерительных приборов, В*А.

На подстанции «Барагхан» установлены трансформаторы напряжения типа НТМИ-10-66У3. На один трансформатор приходится 3 счетчика активной энергии и вольтметр. У счетчиков мощность одной обмотки Sсч = 3 В*А, а количество обмоток nсч = 2. У вольтметра одна обмотка Sv = 2 В*А.

Таким образом, нагрузка трансформатора напряжения определяется как:

Sном = 200 В*А, следовательно, трансформатор напряжения удовлетворяет всем условиям.

Под выбранное оборудование подходит комплектное распределительное устройство СЭЩ-59У1

Технические характеристики СЭЩ-59У1:

Номинальное напряжение, кВ – 10;

Номинальный ток главных цепей, А - 630;

Номинальный ток сборных шин, А – 1600;

Номинальный ток отключения выключателя, кА - 20;

Номинальный ток электродинамической стойкости шкафа, кА - 51;

Ток термической стойкости в течение 3с, кА – 20;

Вид изоляции - воздушная, комбинированная;

Типы выключателей - вакуумные ВВ-10-12,5/630УХЛ.

Вид поставки:

Блоки до 6 ячеек, дуговая защита, фототиристор – одноступенчатая, освещение отсеков КРУ, отсек выключателя, переносное освещение.

Установка приборов - на задней стенке.

Габаритные размеры, мм: высота - 2725;

глубина - 3100;

ширина - 750.

Масса транспортного блока из шести ячеек, кг - 6500.


Раздел 4.Охрана окружающей среды

В последние годы в нашу жизнь прочно вошло такое понятие как экологическая безопасность. Его можно охарактеризовать как процесс обеспечения защищенности жизненно важных интересов не только отдельного человека, но и всего общества в целом, а так же государства и природы от угроз, создаваемых антропогенным или естественным воздействием на окружающую среду. Технический прогресс породил целый комплекс факторов, которые затрагивают практически все стороны человеческой деятельности, в том числе и его здоровье.

Республика Бурятия является одним из наиболее экологически чистых регионов Российской Федерации.

Основные виды негативных техногенных воздействий связаны лишь с небольшой частью территории республики, относящейся к промышленным центрам и прилегающим к ним зонам.

Основные экологические проблемы региона:

– загрязнение атмосферного воздуха, в том числе выбросы загрязняющих веществ от автотранспорта;

– загрязнение поверхностных водных объектов;

– возрастающее количество отходов производства и потребления.Основными объектами, загрязняющими объекты окружающей среды в республике Бурятия является города Закаменск, Кяхта, Улан-Удэ (очистные сооружения РПО "Бурятводоканал", Северобайкальск, пос. Селенгинск, (Селенгинский ЦКК), в Бурятии. Всего суммарное количество загрязняющих веществ составляет 64,7 тыс. тонн.

Антропогенное загрязнение атмосферного воздуха происходит за счет выбросов загрязняющих веществ в результате производственной и иной деятельности предприятий, организаций и учреждений (стационарные источники) и от передвижных транспортных средств (автотранспорт). Выбросы вредных веществ в атмосферу от стационарных и передвижных источников в 2006 году на территории Республики Бурятия составили 185,0 тыс тонн. По сравнению с 2005 годом выбросы в атмосферный воздух от всех источников загрязнения увеличились на 31,9 тыс. тонн (20,8%).

Антропогенное загрязнение атмосферного воздуха происходит за счет выбросов загрязняющих веществ в результате производственной и иной деятельности предприятий, организаций и учреждений (стационарные источники) и от передвижных транспортных средств (автотранспорт). Выбросы вредных веществ в атмосферу от стационарных и передвижных источников в 2006 году на территории Республики Бурятия составили 185,0 тыс тонн. По сравнению с 2005 годом выбросы в атмосферный воздух от всех источников загрязнения увеличились на 31,9 тыс. тонн (20,8%).

За последние годы выбросы от стационарных источников уменьшились на 18,6 тыс. тонн, или на 18 процентов. В 2006 году на территории Республики Бурятия насчитывалось 5681 источник выбросов загрязняющих веществ, в том числе 2291 - неорганизованных. Объем выбросов в атмосферу загрязняющих веществ от стационарных источников предприятий всех видов экономической деятельности составил 83,8 тыс. тонн.

По выбросам загрязняющих веществ в атмосферу от автотранспорта наблюдалась тенденция к росту. Следует отметить, что в структуре использования воды значительная доля принадлежит предприятиям, занимающимся производством и распределением электроэнергии, газа и воды - 264,4 млн. куб. метров, или 73 процента от общего объема использованной воды.

В 2006 году в водные объекты республики было сброшено 389,4 млн. куб. метров сточных вод, в том числе в поверхностные водные объекты сброшено 381,9 млн. куб. метров; в 2005 году соответственно - 442,4 млн. куб. метров и 435,2 млн. куб. метров.

Объем воды в системах оборотного и повторно-последовательного водоснабжения равен 329,4 млн. куб. метров (в 2005г. - 270,9 млн. куб. метров). Сэкономлено за счет этих мероприятий в среднем 48 процентов воды.

Крупнейшими загрязнителями водных объектов республики являются предприятия и организации, занимающиеся производством и распределением электроэнергии, газа и воды.

В водоемы республики вместе со сточными водами в 2006 году поступило 2,48 тыс. тонн сульфатов (88,9% к уровню 2005г.), 2,07 тыс. тонн хлоридов (93,7%), 0,18 тыс. тонн азота аммонийного (105,9%), 0,74 тыс. тонн нитратов (101,4%), 0,11 тыс. тонн фосфора общего (86,5%) и ряд других веществ.

Курумканский район расположен в северо-восточной части Республики Бурятия, граничит с юга с Баргузинским районом, с севера с Баунтовским и Северо-Байкальским районами. В пределах района в реку Баргузин впадают крупные притоки Гарга и Аргада. Здесь значительно позднее начинается лето, но дольше затягивается осень. Здесь лучшие леса Бурятии. Особенно выделяются лесные массивы в верховьях Баргузина и его притоках.

Почвы - подзолистые, но в долине Баргузина широко распространены аллювиально-пойменные и сухие каштановые, перемежающиеся с солончаками и солонцами, местами переходящими в выщелоченные черноземы. Климат - резко континентальный, засушливый, с сильными ветрами весной и осенью.

Зима холодная и продолжительная: морозы в отдельные годы достигают -54С. Поздние весенние заморозки удерживаются в среднем до 26 мая. Осенние заморозки наступают 10 сентября. Продолжительность безморозного периода 106 дней. С 1992 г. Указом Президента РФ отнесен к районам, приравненным к районам Крайнего Севера.

Экологическая обстановка в районе удовлетворительная и её можно оценить как зону с природными условиями в первозданном виде и не подверженную техногенными загрязнениям.

По выбросам загрязняющих веществ в атмосферу по району состоит на учете 33 предприятия и организаций. Количество выброшенных веществ не превышает установленных лимитов. Основной отраслью экономики, вносящей вклад в выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух, является жилищно-коммунальное хозяйство. Площадь площадок размещения отходов района - 5,2 тыс. кв.км, населенных пунктов - 30. Официально зарегистрированных площадок организованного размещения отходов - 20, общей площадью - 37,41 га или 0,0072% от общей площади района.

Тема моего дипломного проекта «Электроснабжение села Барагхан Курумканского района» связана с использованим электрической энергии, что формирует фактор загрязнения окружающей среды - электромагнитный.

1. Воздушные линии создают в окружающем пространстве электрическое поле, напряженность которого снижается по мере удаления от ВЛ.

2. Электрическое поле вблизи воздушных линий может оказывать вредное воздействие на человека.

Различают следующие виды воздействия:

- непосредственное воздействие, проявляющееся при пребывании в электрическом поле. Эффект этого воздействия усиливается с увеличением напряженности поля и времени пребывания в нем;

- воздействие электрических разрядов (импульсного тока), возникающих при прикосновении человека к изолированным от земли конструкциям, корпусам машин и механизмов на пневматическом ходу и протяженным проводникам или при прикосновении человека, изолированного от земли, к растениям, заземленным конструкциям и другим заземленным объектам;

- воздействие тока, проходящего через человека, находящегося в контакте с изолированными от земли объектами - крупногабаритными предметами, машинами и механизмами, протяженными проводниками - тока стекания.

Кроме того, электрическое поле может стать причиной воспламенения или взрыва паров горючих материалов и смесей в результате возникновения электрических разрядов при соприкосновении предметов и людей с машинами и механизмами.

Степень опасности каждого из указанных факторов возрастает с увеличением напряженности электрического поля.

Работы производимые на ПС-35/10 кВ «Барагхан».

Проектом предусмотрена реконструкция сетей электроснабжения по зоне действия ПС-35/10 кВ «Барагхан». Строительно-монтажные работы носят, как правило, временный характер.

Временное складирование материалов осуществляется на строительной площадке. После окончания реконструкцииительства притрассовую полосу необходимо очистить от строительного мусора, который вместе с бытовым мусором вывозится на санкционированную свалку.

При производстве строительных и монтажных работ используются машины и механизмы, не загрязняющие сверх нормативных величин воздух и не имеющие выбросов масла в грунт. Заправка техники на месте производства работ запрещается. По окончании работ восстанавливаются покрытия проездов.

Складирование отходов производится на специально приготовленной площадке в контейнерах с последующим вывозом на специализированную свалку.

В результате строительства образуются отходы производственно-хозяйственной деятельности. Отходами производства на участке работ являются:

- отработанные масла – 2 класс опасности

- ветошь замазученная – 3 класс опасности

Отработанные моторные и трансмиссионные масла, образованные в результате замены масел в двигателях и узлах автотехники, сливаются и хранятся в металлических емкостях (бочках) на открытом воздухе и используются для хозяйственных нужд по мере необходимости. Ветошь замазученная, образуемая в результате обслуживания механизмов, нуждающихся в смазке, собирается в закрытую герметичную тару и потом сжигается в обязательном порядке в печке или на металлическом поддоне.

Замена масел, заправка и ремонт авто – и строительной техники на месте строительства категорически запрещается. Эти работы производятся на базе строительной организации.


Выводы и предложения.

1. В целях защиты населения от воздействия электрического поля ВЛ устанавливаем санитарно-защитные зоны.

2 Сельскохозяйственные угодья, находящиеся в санитарно-защитных зонах ВЛ, используем под выращивание сельскохозяйственных культур, не требующих ручной обработки.

3. Машины и механизмы на пневматическом ходу, находящиеся в санитарно-защитных зонах ВЛ необходимо заземлять. В качестве заземлителя используем металлическую цепь, соединенную с рамой или кузовом и касающуюся земли.

4. Машины и механизмы без крытых металлических кабин, применяемые при сельскохозяйственных работах в санитарно-защитной зоне ВЛ напряжением 750 кВ и выше, должны быть оснащены экранами для снижения напряженности электрического поля на рабочих местах механизаторов.

5. В пределах санитарно-защитной зоны запрещается:

- размещение жилых и общественных зданий и сооружений, площадок для стоянки и остановки всех видов транспорта, предприятий по обслуживанию автомобилей и складов нефти и нефтепродуктов;

- производить операции с горючим, выполнять ремонт машин и механизмов.

6. При проведении строительно-монтажных работ в санитарно-защитных зонах ВЛ заземляем протяженные металлические объекты (трубопроводы, кабели, провода-линии связи и пр.) не менее, чем в двух точках, а также на месте производства работ.

Сопротивление заземления не нормируется.

7. В местах пересечения автодорог с ВЛ устанавливаем дорожные знаки, запрещающие остановку транспорта в санитарно-защитных зонах этих ВЛ.

8. В районах прохождения ВЛ, персоналом предприятий электрических сетей, обслуживающих эти ВЛ, должна проводиться разъяснительная работа среди населения по пропаганде мер безопасности при работах, и нахождении вблизи ВЛ.

9. При подготовке и в процессе проведения сельскохозяйственных и других работ вблизи ВЛ лица, ответственные за проведение этих работ, должны проводить инструктаж работающих и обеспечивать выполнение мер защиты от воздействия электрического поля, регламентируемых Санитарными нормами и правилами.


Раздел 5. Безопасность жизнедеятельности. обеспечение жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях

Безопасность жизнедеятельности — это система знаний, направленных на обеспечение безопасности в производственной и непроизводственной среде с учетом влияния человека на среду обитания. Цели безопасности жизнедеятельности:

  1. достижение безаварийных ситуаций;
  2. предупреждение травматизма;
  3. сохранение здоровья;
  4. повышение работоспособности;
  5. повышение качества труда.

Наличие большого количества электроустановок полагает большую ответственность на монтаж и эксплуатацию сельских электрических сетей, а так же содержание их в безопасном, без аварийном состоянии.Для безопасности обслуживающего персонала, посторонних лиц и животных случайно оказавшихся в зоне электроустановок проектом предусматриваем следующие мер5.1. Организационные мероприятия по охране труда, проводимые на подстанции 35/10 кВ «Барагхан».

5.1. Организационные мероприятия по охране труда.

Для обеспечения соблюдения требований охраны труда, осуществления контроля за их выполнением в Курумканском РЭС имеется должность инженер по технике безопасности. Ответственными за охрану труда в Курумканском РЭС назначены: начальник РЭС – Кузнецов Денис Сергеевич , Главный инженер РЭС – Базаров Эрдэм Эрдыниевич. На подстанции «Барагхан» ответственным за охрану труда назначен старший дежурный электромонтер – Доржиев Эрдэм Михайлович.

Для обеспечения безопасности проведения ремонтных работ и технического обслуживания подстанции проектом предусматривается: ограждение токоведущих частей;

- необходимые изоляционные расстояния между токоведущими частями, между ними и заземленными конструкциями;

- электромагнитные блокировки, исключающие ошибочные действия персонала; проходы в электротехнических помещениях согласно требований ПУЭ; защитное заземление; рабочее освещение;

- защита от коротких замыканий и перенапряжений. Для обеспечения безопасности персонала при эксплуатации линии электропередачи предусмотрено:

- заземление опор;

- габариты опор, обеспечивающие безопасный подъем персонала на опоры;

- установка степ-болтов для обеспечения подъема на опоры;

- установка на опорах предупредительных плакатов.

Заземление и молниезащита проектируемых сооружений выполнены в соответствии с действующими нормами, что обеспечивает безопасное проведение технического обслуживания и ремонта.

На центральной базе РЭС оборудован кабинет ОТ, в котором размещена наглядная агитация, плакаты с изображением приемов оказания первой доврачебной помощи, а также методов безопасной работы в электроустановках.

В кабинете ОТ проводится обучение персонала, и прием экзаменов по знанию правил ОТ при работе в электроустановках.

Первичный и вводный инструктажи проводятся со всеми вновь принятыми на работу. Регистрация инструктажей производится в журнале- «Журнал регистрации вводных и первичных инструктажей на рабочем месте». На рабочих местах проводится целевой инструктаж, который регистрируется в наряде – допуске. При выполнении работ по распоряжению проведение целевого инструктажа фиксируется в журнале- «Журнал учета работ по распоряжению».

На основе анализа ситуаций на подстанции 35/10 кВ «Барагхан» можно сделать вывод, что санитарно-гигиеническое состояние центральной базы РЭС и производственного помещения подстанции «Барагхан» соответствует действующим санитарно-гигиеническим нормам, а именно согласно замерам, проведенным специалистами по ОТ.

На подстанции все профилактические осмотры и ремонты электрооборудования производятся согласно графикам профилактических осмотров и планово-предупредительных ремонтов электрооборудования. Графики осмотров и ремонтов составляются отдельно по видам электрооборудования, то есть отдельно составлены планы осмотров и ремонтов ВЛ-10 кВ, графики ремонтов и технического обслуживания трансформаторных пунктов 10/0,4 кВ, графики инженерных осмотров ВЛ-35 кВ. Графики осмотров и ремонтов электрооборудования ежегодно составляются техником РЭС и утверждаются начальником РЭС. Плановый ремонт электрооборудования подстанции 35/10кВ «Барагхан» производится ремонтным персоналом группы подстанций согласно плану профилактических ремонтов, которые разрабатываются и утверждаются Байкальскими Электрическими сетями филиала ОАО «МРСК-Сибири»- «Бурятэнерго» .

Так как на подстанции все работы производятся в действующих электроустановках, технике безопасности уделяется особое внимание. Все работы, проводимые в РЭС, производятся по наряду-допуску или распоряжению. Все ремонтные работы на ВЛ и ТП производятся со снятием напряжения, работы на подстанциях по оперативному обслуживанию электрооборудования производятся без снятия напряжения с применением изолирующих приспособлений.


5.2 Пожарная безопасность

График проведения противоаварийных и противопожарных тренировок персонала Курумканского участка на 2011г.

Ф.И.О. участника тренировки

Должность участника тренировки

месяцы

январь

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

Бухаев В.Д.

э/монтер РС

У

У

ПП

У

У

ПП

Занаев Ж.Ш.

э/монтер РС

У

У

ПП

У

У

ПП

Маланов Б.Ю.

э/монтер-

тракторист

У

У

ПП

У

У

ПП

Цыренов Ч.Д.

э/монтер-

тракторист

У

У

ПП

У

У

ПП

Молчанов А.И.

э/монтер РС

У

У

ПП

У

У

ПП

Нимаев Ю.М.

э/монтер РС

У

У

ПП

У

У

ПП

Манжеев Т.Б.

э/монтер-

водитель

У

У

ПП

У

У

ПП

Пожары на предприятиях представляют большую опасность для работающих и могут причинить огромный материальный ущерб.

Трансформаторные подстанции Курумканского РЭС находящиеся в пожароопасных зонах: ТП-10/0,4кВ «Пилорама»,ТП-10/0,4кВ «Райком», ТП-10/0,4кВ «Лицей», ТП-10/0,4кВ «Насосная».

Пожарная безопасность может быть обеспечена мерами пожарной профилактики и активной пожарной защиты. Понятие пожарной профилактики включает комплекс мероприятий, необходимых для предупреждения возникновения пожара или уменьшение его последствий. Предприятия промышленности нередко отличаются повышенной пожарной опасностью, также их характеризует сложность производственных установок, значительное количество легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, сжиженных горючих газов, твердых сгораемых материалов, большое количество емкостей и аппаратов, в которых находятся пожароопасные продукты под давлением; разветвленная сеть трубопроводов с запороно пусковой и регулирующей арматурой; большая оснащенность электроустановками. При разработке мероприятий по пожарной безопасности следует руководствоваться ГОСТ 12.1.004-95.ССБТ и СниП 2.01.02-85. Мероприятия по пожарной профилактике разделяются на организационные, технические и эксплуатационные. Организационные мероприятия предусматривают правильную эксплуатацию машин и внутризаводского транспорта, правильное содержание зданий, территории, противопожарный инструктаж рабочих. К техническим мероприятиям относится соблюдение противопожарных правил норм при проектировании зданий при устройстве электропроводов и оборудования, отопления, вентиляции, освещения, правильно е размещение оборудования.

К эксплуатационным мероприятиям относятся своевременные осмотры, ремонты и испытания технологического оборудования. Большое значение имеет защита деревянных конструкций, так как при нагреве их поверхности до 2700 -2800с они воспламеняются и продолжают гореть самостоятельно. Зонирование территории - это мероприятие заключается в группировании при генеральной планировке предприятий в отдельные комплексы объектов родственных по функциональному назначению и признаку пожарной опасности. Для таких комплексов на промышленной площадке отводят определенные участки. При этом сооружения с повышенной пожарной опасностью располагаются с подветренной стороны.

Для предупреждения распространения пожара с одного здания на другое между ними устанавливают противопожарные разрывы. Также существуют противопожарные преграды к ним относятся: перегородки, перекрытия, двери, ворота, люки, тамбуры, шлюзы и окна. При проектировании зданий необходим предусматривать безопасную эвакуацию людей на случай возникновения пожара. При возникновении пожара люди должны покинуть здание в течение минимального количества времени, которое определяется кратчайшим расстоянием от места их нахождения до выхода наружу. Как правило, возникновение пожара в зданиях и сооружениях сопровождается выделением большого количества дыма, затемняющего помещения и затрудняющего условия эвакуации и тушения пожара. Кроме того, дым обладает удушающими свойствами. Удаление газов и дыма из горячих помещений производится через оконные проемы, аэрационные фонари, а также с помощью специальных дымовых люков, легкосбрасываемых конструкций.

При неправильном устройстве и эксплуатации вентиляционные установки и системы кондиционирования воздуха может стать причиной возникновения и распространения пожаров. По воздуховодам могут перемещаться горючие вещества и смеси горючих газов, паров, пыли, которые при наличии теплового источника могут загораться или доже взрываться и распространять пожар по системе на все здание. Воздух с содержанием взрывоопасных отходов и пыли следует подвергать очистке до поступления его в вентилятор, для чего пылеотделители и фильтры устанавливают перед вентилятором. Тушение пожаров производится: водой, пеной и инертными газообразными разбавителями. Пожарная сигнализация - это автоматическое средство обнаружения пожаров является одним из основных условий обеспечения

пожарной безопасности, так как позволяет оповестить дежурный персонал о пожаре и месте его возникновения. Условия безопасности при использовании электрооборудования регламентируется пуз, согласно которым все электрооборудование подразделяется на взрывозащищенные, для пожарных установок и нормального исполнения.

На предприятиях соответствующими приказами, распоряжениями или

указаниями устанавливается порядок проведения противопожарного инструктажа и занятий по пожарно-техническому минимуму с рабочими и служащими. Разработка противопожарных мер и контроль за их осуществлением, организация профилактического противопожарного режима на действующих предприятиях, привлечение широких кругов общественности к предупреждению и тушению пожаров составляют систему государственного

пожарного надзора.


5.3.Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях

Общие понятия о чрезвычайных ситуациях

Чрезвычайная ситуация - это обстановка, возникающая в природе или в процессе деятельности человека, при которой психофизические параметры могут превысить пределы компенсации организма, что приводит к нарушению безопасности жизнедеятельности человека.

Чрезвычайная ситуация - неожиданная, внезапно возникающая обстановка на определенной территории или объекте экономики в результате аварии, катастрофы, опасного природного явления или стихийного бедствия, которые могут привести к человеческим жертвам, ущербу здоровья людей или окружающей среде, материальным потерям, нарушению условий жизнедеятельности людей.

- по причине возникновения: преднамеренные и непреднамеренные;

- по природе возникновения: техногенные, природные, экологические,

биологические, социальные и комбинированные;

- по скорости развития: взрывные, внезапные, скоротечные, плавные;

- по масштабам распространения последствий: локальные, местные,

территориальные, региональные, федеральные;

- по возможности предотвращения: неизбежные (природные) и предотвращаемые (техногенные, социальные).

Основные причины возникновения чрезвычайных ситуаций:

- внутренние: сложные технологии, недостаточная квалификация персонала, проектно - конструкторские недоработки, физический и моральный износ оборудования, низкая трудовая и технологическая дисциплина;

- внешние: стихийные бедствия, неожиданные прекращения подачи электроэнергии, газа, воды, технологических продуктов.

Мероприятия по повышению устойчивости систем энергоснабжения

Обеспечение устойчивой работы объектов экономики в условиях чрезвычайных ситуаций мирного и военного времени является одной из основных задач российской системы предупреждения и действий в чрезвычайных ситуациях.

Под устойчивостью работы объекта экономики понимается способность их в чрезвычайных ситуациях противостоять воздействию поражающих факторов с целью поддержания выпуска продукции в запланированном объеме и номенклатуре, предотвращение или ограничение угрозы жизни и здоровья персонала, населения и материального ущерба, а также обеспечения восстановления нарушенного производства в минимально короткие сроки. Повышение устойчивости систем энергоснабжения играет значительную роль в жизнедеятельности промышленных районов и объектов народного хозяйства.

Повышение устойчивости достигается путем про ведения как общегородских, так и объектовых инженерно-технических мероприятий.

В настоящее время осуществляют два основных направления уменьшения вероятности возникновения и последствий чрезвычайных ситуаций на

объектах системы энергоснабжения, согласно Федеральному закону «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

Первое направление заключается в разработке технических и организационных мероприятий, уменьшающих вероятность реализации опасного поражающего потенциала современных технических систем. В рамках этого направления технические системы отображают защитными устройствами - средствами взрыво - и пожарозащиты технологического оборудования, электро – и молниезащиты, локализации и тушения пожаров и т.д.

Второе направление заключается в подготовке объекта, обслуживающего персонала, служб гражданской обороны и населения к действиям в условиях чрезвычайных ситуаций. Основой второго направления является формирование планов действия в чрезвычайных ситуациях, для создания которых нужны детальные разработки сценариев возможных аварий и катастроф на конкретных объектах энергетики. Для этого необходимо располагать экспериментальными и статистическими данными о физических и химических явлениях, составляющих возможную аварию, прогнозировать размеры и степень поражения объекта при воздействии на него поражающих факторов важнейших видов.

На втором этапе исследования разрабатывают мероприятия по повышению устойчивости подготовки объекта и восстановлению после чрезвычайных ситуаций. Эти мероприятия составляют основу плана - графика повышения устойчивости объекта. В плане указывается объем и стоимость планируемых работ, источник финансирования, основные материалы и их качество, машины и механизмы, рабочую силу, ответственных исполнителей, сроки выполнения и т.д.

На предприятии существует система организации экстренной помощи населению при возникновении природных катаклизмов, ураганов, землетрясений, наводнений связанных с угрозой для жизни.

Существующая система управления по чрезвычайным ситуациям состоит начальника гражданской обороны объекта и штаба, начальников служб и их штабов, пунктов управления системы связи и технических средств.

Он несет полную ответственность за выполнение задач по защите рабочих и служащих по повышению устойчивости работы энергетической ситуации, за про ведение спасательных работ на поврежденных и разгруженных объектах.

Для эффективности управления гражданской обороны на предприятиях существует схема по всем объектам предприятия. Система оповещения и связи является основным средством управления и обеспечивает быструю и достоверную информацию.

При возникновении чрезвычайной ситуации на предприятии создаются команды пожаротушения, звено водоснабжения и канализации, группа охраны общественного порядка, санитарная группа.

Эффективность мероприятий по повышению устойчивости в чрезвычайных ситуациях достигается увязкой мероприятий по предотвращению чрезвычайных ситуаций с мероприятиями повседневной производственной деятельностью предприятия.


5.4.Инженерное обеспечение безопасности жизнедеятельности работников организации

Электроэнергию производят на электростанциях, использующих различные виды природной энергии.

Обеспечение безопасности работников Энергопредприятия является актуальным.

Оптимальное взаимодействие человека с производственной средой возможно, если будут обеспечены комфортность среды и минимизация негативных воздействий.

На предприятии необходимо:

  • создание оптимального (нормативного) состояния среды в зонах трудовой деятельности и отдыха человека;
  • идентификация (распознание и количественная оценка) опасных и вредных факторов;
  • разработка и реализация мер защиты человека и среды от негативных воздействий;
  • проектирование и эксплуатация техники, технологических процессов в соответствии с требованиями по безопасности и экологичности;
  • обеспечение устойчивости функционирования объекта в штатных и чрезвычайных ситуациях;
  • прогнозирование развития и оценка последствий ЧС;
  • принятие решений по защите производственного персонала и населения от возможных последствий аварий, катастроф, стихийных бедствий и применение современных средств поражения, а также принятия мер по ликвидации их последствий.

Идентификация возможных поражающих опасных и вредных факторов на производстве реализуется при инспектировании предприятия, анализе установленной

отчетности по производственному травматизму и заболеваемости работников, а также с помощью современных расчетно-аналитических методов оценки опасностей. В результате применения первых двух процедур уточняется перечень существенных опасностей для конкретной формы и вида труда, конкретного производства.

На Энергопредприятиях можно выделить следующие опасные и вредные факторы воздействия на человека:

Воздействие вредных веществ (ВВ), действующих на дыхательные пути: кислота, щелочь, ивиоль.

Вибрация

Шум

Воздействие электрического поля токов промышленной частоты

Воздействие электрического тока

Воздействие радиации, накопленной сульфоуглем (химцех)

Воздействие высоких температур

Критериями допустимого воздействия вредных факторов на человека являются сохранение его здоровья и высокой трудоспособности, а также отсутствие негативных изменений в его потомстве.

Нормирование содержания ВВ заключается в установлении для них ПДК, т.е. концентраций ВВ, которые при ежедневной работе в течение всего рабочего стажа не

вызывают заболеваний или нарушений здоровья, обнаруживаемых современными методами исследований, в процессе работы или в отдаленные сроки жизни настоящего или последующего поколений.

Нормы вибрации приведены в ГОСТ 12.1.012-90. Если уровень вибрации, создаваемый машиной, выше ПДУ более чем на 12 дБ, то применение машины запрещается. При превышении на 1-12 дБ в течение рабочей смены должно быть сделано 2 регламентируемых перерыва по 20 и 30 минут каждый.

Нормативы шума в производственных помещениях устанавливает ГОСТ 12.1.003-83.

Допустимые уровни напряженности электрического поля токов промышленной частоты установлены ГОСТ 12.1.002-84. ПДУ ЭП частотой 50 Гц для персонала, обслуживающего ЭУ, дается в зависимости от времени пребывания его в зоне. Допустимое время пребывания реализуют или одноразово, или дробно в течение рабочего дня.

Воздействие на организм человека электротока, его нормирование зависят от вида поражения, факторов среды и т.д.

Предельно допустимые дозы и предельные дозы ионизирующей радиации установлены “Нормами радиационной безопасности НРБ 76/87” и “Основными санитарными правилами работы с радиоактивными веществами и источниками ионизирующих излучений ОСП 72/87”.

Наиболее существенными опасностями являются электрические, вызывающие риск электротравматизма и термические при разрыве паропровода высокого давления.

5.5.Выбор вакуумных выключателей

Вакуумные выключатели 6-10 кВ широко применяются для замены маломасляных электромагнитных выключателей в комплектных распределительных устройствах, для чего они комплектуются на выкатных тележках.

Для этих целей освоен выпуск вакуумных выключателей ВВ-ТЭЛ производственным объединением «Таврида-электрик».

Достоинствами вакуумного выключателя являются:

простота конструкции,

высокая степень надёжности,

высокая коммутационная износостойкость,

малые размеры,

пожаро- и взрывобезопасность,

отсутствие загрязнений окружающей среды,

малые эксплуатационные расходы.

Недостатки:

сравнительно небольшие номинальные токи и токи отключения,

возможность коммутационных перенапряжений.

Вакуумная камера имеет небольшие размеры, встроена в корпус выключателя и не подлежит ремонту. При необходимости заменяется камера или сам выключатель.

Вакуумный выключатель имеет встроенный в корпус привод в электромагнитном исполнении.

Управление вакуумным выключателем осуществляется блоком управления, который поставляется вместе с выключателем и монтируется в ячейке вторичных устройств.

Выпускается выключатель на напряжение 6-10 кВ и номинальные токи: 630,1000,1600 и 2000 А.

Вакуумный выключатель выбирается по следующим условиям:

По напряжению выключателя:

UC Uн.н (1.22.)

где Uс - напряжение сети, равное 10 кВ

Uн.н - напряжение, на который выпущен аппарат, к В

10 кВ=10 к В

По длительному току:

I P.max < I НОМ.В.В. , (1.23.)

где I P.max - расчётный ток линии, 112А.

I НОМ.В.В.- номинальный ток выключателя, А.

54 А < 630 А,

По термической стойкости к току к.з.:

I(3) К.З.max I УСТ.В.В. , (1.24.)

где I(3) К.З.max - максимальный трёхфазный ток короткого замыкания 1,52 кА

I УСТ.В.В= 21 кА

1,52 кА < 21 кА.

1.6.1.4. По электродинамической устойчивости к току к.з.:

iУД IДИН.УСТ.В.В. , (1.25.)

где iУД - ударный ток короткого замыкания, находится по формуле:

(1.11.).

iУД = 2,55*1,52 кА = 3,9кА

IДИН.УСТ.В.В = 51 кА

3,9 кА 51 кА

Для вводных ячеек и ячеек отходящих линий выбираем вакуумные выключатели ВВ-10 / ТЭЛ- 630А.


Раздел 6. Экономическая часть

6.1. Общая характеристика деятельности предприятия

Опорная подстанция Барагхан находится в южной части с.Барагхан является структурным подразделением Байкальские электрических сетей (БЭС) филиала ОАО «МРСК –Сибири»-«Бурятэнерго».

Основными видами деятельности являются:

Передача, распределение и транспорт э/энергии, оказание услуг по обслуживанию и ремонту электроустановок, сторонним организациям оперативно- ремонтное обслуживание электрических сетей и трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ; ВЛ-10 кВ; ТП -10/0,4 кВ и отходящие от них ВЛ-0,4 кВ.

Краткое описание проекта

В проекте приведено теоретическое обоснование реконструкции распределительной сети 10 кВ и 0,4 кВ с. Барагхан.

Расчет нагрузок сети низкого и высокого напряжения выявил участки сети с наибольшими потерями напряжения и электроэнергии, предлагается заменить существующие сечения проводов на расчетные, что дает возможность уменьшить потери электроэнергии и как вследствие всего выше перечисленного, улучшение работы электроприемников и сокращение затрат на компенсацию потерь. А также замену провода 0,4 кВ А и АС на СИП, для повышения надежности электроснабжения, уменьшения технических потерь и эксплуатационных издержек.


Таблица 6.1 Виды и объем работ в рамках проекта

№ Этапа

Наименование работы

Сроки реализации

1

Основные работы начинаются с проекта технологической и строительной части. На этом этапе проектирования определяют месторасположение оборудования, сначала с технологической точки зрения, затем решают, как реально это воплотить в жизнь со строительной точки зрения. Далее, производится проектирование электротехнической части. Этот объём работ разделяют на три части: проект внутреннего электроснабжения, проект внешнего электроснабжения, а также проектирование трансформаторных подстанций. Для уменьшения затрат времени, рекомендуется проектировать все эти три части параллельно, то есть в одно и тоже время.

4 месяца

2

Идёт приобретение оборудования, комплектующих и стройматериалов, необходимых в процессе строительства и монтажа.

2 месяца

3

Производится непосредственно само строительство сооружений и объектов, а также установка оборудования.

9 месяцев

4

Проведение контрольно-измерительных и пусконаладочных работ. И после выявленных недостатков, производят доводку объектов и оборудования.

2 месяца

5

Комиссия производит приёмку и передачу объектов в эксплуатацию, с оформлением сопутствующих документов. Комиссия по приёмке должна проверить качество построенного объекта. После чего производится пуск объекта в эксплуатацию.

1 месяц

6.2. Определение общей суммы капитальных вложений в проект

Согласно схеме электроснабжения и перечню необходимого оборудования нужно рассчитать суммарную величину капитальных вложений.

Смета приведена в таблице6.2.

Таблица 6.2.

Сметная стоимость оборудования и материалов

Наименование оборудования

Единица измерения

Количество

Цена единицы, тыс. руб.

Стоимость, тыс. руб.

1. Трансформатор ТМ-250

шт.

2,0

148

296

2. Провода СИП 50

км

6,0

42,5

255

3. Провода СИП 16

км

2,48

22,3

55,3

4. Арматура для СИП

-

-

-

50,00

Итого

656,3

Правильная организация строительно-монтажных работ предусматривает применение передовых методов в строительстве энергетических объектов:

сборные конструкции, однотипных блоков и средств комплексной механизации, а также организацию труда при ведении строительно-монтажных работ. Необходимо определить перечень работ, их последовательность . Все данные по строительству занесены в таблицу 6.3.

Таблица 6.3 Характеристика строительно-монтажных работ

Наименование оборудования

Продолжите-льность работ

Количе-ство занятых

Трудо-ёмкость

Час.

чел.

чел*час

1

2

3

4

1.Покупка электрооборудования и материалов

24

4

96

2.Определение местоположения

КТП согласно проекту

6

13

18

3. Разметка трасс ВЛ

13

3

39

4. Подготовка и проведение

ознакомительных работ

4

4

16

5. Демонтаж проводов ВЛ

12

10

120

6. Скатка проводов

5

6

30

7. Доставка проводов

4

4

16

8. Размотка проводов

8

4

32

9. Подъем проводов на опоры

10

10

100

10. Регулирование проводов

2

5

10

11. Монтаж проводов

6

6

36

12. Демонтаж тр-ра 10/0,4 кВ

5

6

30

13. Доставка тр-ра 10/0,4 кВ

2

5

10

14. Монтаж тр-ра 10/0,4 кВ

5

6

30

15. Подключение ВЛ к КТП

3

3

9

16. Испытание под нагрузкой

7

8

56

17. Выявление дефектов

2

3

6

18. Исправление дефектов

4

4

16

19. Сдача сети в эксплуатацию

2

3

6

Продолжительность работ и количество занятых на них вибиралась согласно перечьню документов таких как СНиП 3.05.06-85»Электротехнические устройства»;СНиП СН174-75 Инструкции по проектированию электроснабжения промышленных предприятий;СНиП 12-03-2001.Безопасность труда в строительстве;СНиП П-58-75 Электростанции.

6.3. Расчет годовых эксплуатационных затрат

Смету годовых эксплуатационных расходов представим в таблице 6.4.

Таблица 6.4. Смета годовых эксплуатационных расходов

Статьи затрат

Затраты

Тыс. руб.

В % к итогу

1. Заработная плата эксплуатационных рабочих

407,393

14.23

2. Заработная плата ремонтных рабочих

428,8

14.9

3. Отчисления на социальные нужды

219.08

13

4. Эксплуатационные нужды

347,4

12.13

5. Текущий ремонт (без зарплаты)

214,8

7.5

6. Амортизационные отчисления

343,7

12.01

7. Прочие расходы

901,5

31.5

Итого

2862.7

100,00

Калькуляция себестоимости 1 кВт·ч переданной электроэнергии представлена в таблице 6.5.

Таблица 6.5.

Калькуляция себестоимости1 кВт·ч переданной электроэнергии

Показатели и статьи расходов

Единица

измерения

Абсолютная

величина

1. Количество э/э, получаемой из энергосистемы

Тыс. кВтч

19150,00

2. Оплачиваемая присоединённая мощность

кВА

2186,00

3. Всего годовых затрат

Тыс. руб.

12135,70

4. Расход э/э на собственные нужды, потери э/э

Тыс. кВтч

1640,00

5. Количество электроэнергии, переданной потребителям (полезный отпуск)

Тыс. кВтч

17510,00

6. Себестоимость 1 кВт·ч переданной электроэнергии

Руб.

2,87

6.4 Технико-экономический расчёт капитальных вложений

Для оценки вариантов по сравнительной экономической эффективности удобно пользоваться понятием приведенных затрат. Годовые приведенные затраты определяются:

, (2.12)

где - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, о.е., =0,12;

K – единовременные капитальные вложения в сооружаемые объекты,тыс.руб.;

И – ежегодные эксплуатационные издержки, тыс.руб.;

У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс.руб./год.

Единовременные капитальные вложения, в свою очередь, состоят из следующих составляющих:

, (2.13)

где - капитальные вложения на строительство линий, тыс.руб.;

- капитальные вложения на сооружение комплектных трансформаторных подстанций, тыс.руб

Капитальные вложения на строительство линий:

, (2.14)

где - стоимость строительства воздушных линий напряжением 0,38 кВ протяжённостью в один километр, тыс.руб.;

- протяжённость линии, км.

Ежегодные эксплуатационные издержки определяются:

, (2.15)

где - эксплуатационные издержки на линии, тыс.руб.;

- эксплуатационные издержки на трансформаторные подстанции, тыс.руб.;

- издержки, связанные с потерями электроэнергии в линиях и трансформаторах, тыс.руб.

Издержки эксплуатационные на линии и трансформаторы определяются:

, (2.16)

где - отчисления на амортизацию оборудования, тыс.руб.;

- отчисления на ремонт оборудования, тыс.руб.;

- отчисления на обслуживание оборудования, тыс.руб.;

- капитальные затраты на строительство, тыс.руб.

Издержки, связанные с потерями электроэнергии:

, (2.17)

где - потери электроэнергии за год, кВтч/год;

- тариф на электроэнергию, руб./кВтч.

Расчёты по (2.12) и (2.13) представлены в таблице 6.6. – для первого варианта и в таблице 6.7. – для второго варианта.

Таблица 6.6 Сметная стоимость оборудования

Наименование оборудования

Единица измерения

Количество

Сметная стоимость, тыс.руб.

единицы

Общая

1. Стоимость ВЛ 0.4 кВ на деревянных опорах с ж/б приставками и проводом А35

км

6

125

750

2. Стоимость КТП-160

шт

3

175

525

Итого:

1275


Таблица 6.7 Сметная стоимость оборудования

Наименование оборудования

Единица измерения

Количество

Сметная стоимость, тыс.руб.

единицы

Общая

1. Стоимость ВЛ 0.4 кВ на деревянных опорах с ж/б приставками

км

6

125

750

2. Стоимость КТП-160

шт

1

175

175

3. Стоимость КТП-250

шт

1

210

210

4. Стоимость КТП-250

шт

1

210

210

Итого:

1345

Ежегодные эксплуатационные издержки на воздушные линии 0,38 кВ для первого и второго вариантов схем электроснабжения по (2.16):

руб./год;

руб./год.

Издержки, связанные с потерями электроэнергии в сетях, для первого и второго вариантов по (2.17):

руб./год;

руб./год.

Общие ежегодные издержки для первого и второго вариантов составят:

руб./год;

руб./год.

Итоговые годовые приведенные затраты для первого и второго вариантов схем электроснабжения участка населённого пункта по (2.13):

руб./год;

руб./год.

Из вышеприведённого расчёта экономических показателей видно, что второй вариант схемы электроснабжения участка с. Барагхан, предложенного мной, оказался дешевле на 10113,12 руб. Разница совсем незначительная, но вариант, предложенный в проекте более надежный, гораздо дешевле в эксплуатации и обеспечивает лучшее качество электроэнергии.

6.5. Основные критерии эффективности инвестиционного проекта

Экономический эффект от полученной системы электроснабжения представлен в таблице 6.8.

Таблица 6.8.

Экономический эффект от полученной системы электроснабжения

Показатели эффективности

В натуральных показателях

В денежном выражении, тыс. руб.

Примечание

1. Снижение потерь электроэнергии в сетях

24850 кВт·ч

424,6

Потери в 2010 году-25345,2 кВт·ч

С новой системой-

13512,8кВт·ч

2. Сокращение расходов на ремонт

17 %

27,3

На ремонт 2010-

2536 т.руб.
  1. Продажа демонтированного оборудования

74,2

Итого:

527,1

W=25345,2-13512,8=11833,2*2,10=24850 кВт*ч

Ежегодные издержки на амортизацию (реновацию) определим по формуле:

; (7.2.)

где ам – нормы отчислений на амортизацию (реновацию), % /год;

Кэс – капитальные вложения в сооружения электрических сетей, руб.

Для силового оборудования и распределительных устройств :

ам= 3,3%

По формуле (7.2.):

При условии равномерного поступления чистого дохода, простой срок окупаемости определяем по формуле:

Таким образом, получаем, что время, в течение которого сумма чистых доходов покрывает инвестиции равно 44 месяцам.

Чистый дисконтированный доход находится по выражению:

(9.3.)

гдеТр – расчетный период лет;

Еср – норматив дисконтирования, о.е.

Критерием финансовой эффективности инвестиций в сооружение объекта является условие: ЧДД >0 о.е., тогда доходность инвестиций превышает величину среднего норматива дисконтирования (или средней стоимости капитала).

По формуле (7.3) получаем:

ЧДД = 2831,8 тыс. руб.

Расчет приведен на 20 лет, то есть на срок службы трансформаторов.

6.5. Вывод

При тщательном учете всех выше перечисленных факторов, влияющих на стабильность работы и дальнейшее развитие района. Окупаемость капитального вложения в проект осуществляется за 3,8 года. Сумма прибыли в размере 2831,8 тыс. руб., после погашения всех долгов, то есть после срока окупаемости за расчетный период можно направить на модернизацию системы электроснабжения, либо на развитие новых мощностей.


Заключение

Объектом исследования настоящего дипломного проекта являлась распределительная сеть электроснабжения по зоне действия подстанции 35/10 «Барагхан». Данная подстанция относится к филиалу ОАО «МРСК-Сибири»-«Бурятэнерго» ПО БЭС Курумканского РЭС .

В проекте приведено теоретическое обоснование реконструкции сети низкого напряжения части населённого пункта, распределительной сети 10 кВ по зоне действия подстанции, а также реконструкции самой подстанции.

После расчёта нагрузок сети 0.4кВ и 10 кВ и определения потерь напряжения и электроэнергии были заменены сильнозагруженные трансформаторы на трансформаторы большей мощности, так же были заменены сечения проводов на головных участках линии, что общем дало возможность уменьшить существующие потери электроэнергии и напряжения, и как следствие, улучшение работы электроприёмников как высоковольтных так и низковольтных. В проекте был произведен расчет токов короткого замыкания по которым было выбрано и проверено электрооборудование. При этом оба предлагаемых варианта по технико-экономической расчетам превышают существующие варианты более чем на 5 %, что доказывает целесообразность реконструкции электроснабжения.

В специальной части проекта была рассмотрена релейная защита. Были выбраны и рассчитаны защиты низковольтной сети, трансформаторного пункта, воздушной линии, секционного выключателя, трансформатора главной понизительной подстанции и их вставки.

Также был произведен выбор электрооборудования на подстанции 35/10 кВ. В частности на стороне 35 кВ были выбраны: вакуумный выключатель типа

ВБЭТ 35/630, разъединитель РНДЗ-35/630 У1, встроенные трансформаторы тока типа ТВ-35, трансформаторы напряжения ЗНОЛ-35.

На стороне 10 кВ были выбраны: вакуумные выключатели типа BB/TEL, разъединители РВЗ-10, трансформаторы тока ТЛ-10, трансформаторы напряжения НОМ-10, разрядники типа РВС-35 и РТВ-10.

В экономической части был проведен анализ эффективности и окупаемости проекта. Данный проект окупится за 3,8 лет.

Также были рассмотрены вопросы безопасности жизнедеятельности, обеспечение жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях и вопросы экологии.


Список использованной литературы

  1. Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учебник. М., 1991г.
  2. Белов С.В. Безопасность жизнедеятельности: Учебник. М., 1999г.
  3. Беркович М.А., Семёнов В.А. Основы автоматики энергосистем: Учебник. М., 1968г.
  4. Будзко И.А. Электроснабжение сельского хозяйства: Учебник. М.,1973г.
  5. Тимофеева С.С. Безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях: Учебник, 1998г.
  6. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М., 1989г.
  7. Худугуев В.И. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения промышленных предприятий: Учебное пособие. У-У.,1996г.
  8. Электротехнический справочник: Т3 / Под ред. Герасимова В.Г. М., 2004г.
  9. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей. / Под ред. Блок В.М. М., 1981г.
  10. Справочник по проектированию электросетей в сельской местности. / Под ред. Каткова П.А. М., 1980г.
  11. Справочник по сооружению сетей 0.4-10 кВ сельскохозяйственного назначения. / Под ред. Романова А.Д. М., 1969г.
  12. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. / Под ред. Рокотян С.С. М., 1985г.
  13. Методические указания для выполнения разделов «Безопасность жизнедеятельности» и «Чрезвычайные ситуации» в дипломных проектах. / Составитель: Ерёмина Т.В. У-У., 2202г.
  14. Методические указания для выполнения экономической части дипломного проекта. / Составитель: Бальжинов А.В. У-У., 2005г.
  15. Закон РФ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». 1997г.
  16. ГОСТ 12.1.030-87. ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление.- М.: Изд-во стандартов, 1987г.
  17. ГОСТ 12.1.004-95. ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования.- М.: ГУПО МВД РФ, 1995г.
  18. СниП 2.01.02-85. Противопожарные нормы.- М.: Стройиздат, 1996г.
  19. ГОСТ Р.22.0.02-94. Чрезвычайные ситуации. Классификация.- М.: Изд. ст., 1990г.
  20. ГОСТ 12.1.006-89. ССБТ. Электромагнитное поле. Требования безопасности. -М.: Изд. ст., 1982г.


Приложения


Изм.

Лист

№ докум.

Подп.

Дата

Разраб.

Литер

Лист

Листов

Пров.

У

Н. контр.

Утв.

Электроснабжение с.Барагхан Курумканского района Республики Бурятия