Реконструкция подстанции "Новопокровская"

02 План-проект.doc

Негосударственное образовательное учреждение
высшего образования
Направление: Электроэнергетика и электротехника
Профиль Электроснабжение
Форма обучения: Заочная
Выпускной квалификационной работы на тему «Реконструкция подстанции «Новопокровкая» 1103510 кВ с проектированием участка распределительной сети 110 кВ»
студента Ануфриева С.А. .
Цель работы: Разработка плана реконструкции подстанции 1103510 кВ и разработка проекта нового участка ВЛ 110 кВ
В соответствии с поставленной целью определены следующие задачи:
- Анализ существующей системы электроснабжения;
- Расчет токов короткого замыкания и оборудования существующей сети;
- Проектирования и обоснование строительства новой линии;
- Выбор варианта построения новой ВЛ;
- Механический расчет ВЛ;
- Экономический расчет сетевого графика;
- Рассмотрение вопросов безопасности и экологичности проекта.
ГЛАВА 1 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ
1 Исходные данные для проектирования
2 Постановка задач к проектированию
ГЛАВА 2 РЕКОНСТРУКЦИЯ ПОДСТАНЦИИ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ
1 Расчет токов короткого замыкания
2 Выбор и проверка электрических аппаратов
3 Проектирование новой линии и выбор сечения проводов
4 Обоснование сооружения воздушной линии 110 кВ
5 Технико-экономическое сравнение и выбор варианта трассы воздушной линии.
6 Механический расчет воздушной линии
ГЛАВА 3 ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ
1 Разработка сетевого графика сооружения воздушной линии
2 Технологическая и организационная подготовка строительства ВЛ
3 Расчёт сетевого графика сооружения ВЛ-110 кВ
4 Технические и организационные меры по снижению негативных факторов
5 Пожарная безопасность и защита населения в чрезвычайных ситуациях
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ОЖИДАЕМЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ: В ходе выполнения ВКР будет разработан план реконструкции подстанции 1103510 кВ и спроектирована новая линия 10 кВ.
В работе будут определены расчетные токи короткого замыкания в сетях 10 35 и 110 кВ произведен выбор коммутационного и защитного оборудования будет спроектирована новая линия напряжением 110 кВ.
В ВКР будут отражены экономические расчеты принятого плана. Будет произведен расчет сетевого графика сооружения ВЛ 110 кВ. Также будет уделено внимание безопасности и экологичности проекта..

05 Приложения.doc

Информация о ветвях расчетной схемы
Расчет нагрузок в узлах системы
Продолжение таблицы А3
Потери в трансформаторах
Суммарные потери: 2966 (10000 %)
Продолжение таблицы Б4
Суммарные потери: 4804 (10000 %)
Продолжение таблицы В2
Суммарные потери: 3388 (10000 %)

01 A1 Схема района.cdw

Реконструкция подстанции
с проектированиям участка
распределительной сети 110 кВ
МТИ.13.03.02.1.0.15.16.

03 A1 Схемы для расчетов токов КЗ.cdw

Реконструкция подстанции
с проектированиям участка
распределительной сети 110 кВ
МТИ.13.03.02.1.0.15.16.

02 A1 Принципиальная схема ПС.cdw

Реконструкция подстанции
с проектированиям участка
распределительной сети 110 кВ
МТИ.13.03.02.1.0.15.16.
Принципиальная схема

05 A1 Сетевой график.cdw

Реконструкция подстанции
с проектированиям участка
распределительной сети 110 кВ
МТИ.13.03.02.1.0.15.16.

04 A1 Диаграмма шагового напряжения.cdw

Реконструкция подстанции
с проектированиям участка
распределительной сети 110 кВ
МТИ.13.03.02.1.0.15.16.

03 Титульный лист.docx

Негосударственное образовательное учреждение
высшего образования
Выпускная квалификационная работа на тему «Реконструкция подстанции «Новопокровкая» 1103510 кВ с проектированием участка распределительной сети 110 кВ»

06 Доклад на защиту.doc

Уважаемый председатель уважаемые члены государственной аттестационной комиссии. Вашему вниманию предоставляется выпускная квалификационная работа студента Ануфриева Сергея Александровича на тему «Реконструкция подстанции «Новопокровская» 1103510 кВ с проектированием участка распределительной сети 110 кВ»
Актуальность работы состоит в необходимости разработки плана реконструкции подстанции 1103510 кВ и необходимости сооружения ВЛ 110 кВ.
Практическая значимость работы состоит в разработке плана электрических соединений ПС и электрической схемы сети напряжением 110 кВ.
Объектом исследования является подстанция «Новопокровская» 1103510 кВ.
Предметом исследования являются линии электроснабжения напряжением 10 кВ 35 кВ 110 кВ а также оборудование подстанции напряжением 1103510 кВ.
Цель исследования – разработка проекта реконструкции подстанции и создание проекта линии 110 кВ.
Электроснабжение рассматриваемого района осуществляется от подстанции «Тихорецкая» 500 кВ по сети 110 кВ. Сеть 110 кВ данного района включает в себя четыре подстанции (ПС): «Новопокровская» «Терновская» «Ея» «Первомайская». План расположения названных подстанций представлен на листе 1.
Анализ состояния системы электроснабжения показал что сеть 110 кВ является разомкнутой с односторонним питанием что не обеспечивает надёжного электроснабжения станицы Новопокровской и прилегающего Новопокровского района. Для повышения надежности электроснабжения района рассмотрена возможность обеспечить ПС «Новопокровская» двухсторонним питанием.
Принципиальная электрическая схема существующей подстанции “Новопокровская” представлен на листе 2 графической части.
В работе был произведен расчет токов коротких замыканий и выбрано оборудование для существующей сети. Схемы используемые для расчета токов коротких замыканий представлены на Листе 3. Также были рассчитаны действующие нагрузки потребителей.
Для данного оборудования были приняты коммутационные и защитные аппараты. Была произведена проверка этих аппаратов по условиям срабатывания
При анализе схемы нормального режима 35 кВ и выше Тихорецких электрических сетей было установлено что увеличение надёжности в рассматриваемом энергетическом районе можно достичь строительством воздушной линии электропередачи 110 кВ.
В ВКР была спроектирована новая линия 110 кВ для которой производились соответствующие расчеты в том числе и механический.
В третьей части работы также было уделено внимание шаговому напряжению. Диаграмма шагового напряжения представлена на Листе 4 графической части.
В проекте рассмотрены так же вопросы техники безопасности при работе персонала расчет молниезащиты и заземляющих устройств и экологичность проекта. Проведено технико-экономическое обоснование эффективности использования предложенного решения. Результаты экономических расчетов сетевой график строительства новой ВЛ приведен на 7 листе графической части.
Безопасная и безаварийная эксплуатация систем электроснабжения и многочисленных электроприёмников ставит перед работниками электрохозяйств разносторонние и сложные задачи по охране труда. Здоровье и безопасные условия труда электротехнического персонала и работников эксплуатирующих электрифицированные производственные установки могут быть обеспечены выполнением научно обоснованных правил и норм как при проектировании и монтаже так и при их эксплуатации. Поэтому в проекте рассмотрены вопросы безопасности жизнедеятельности и экологии при строительстве и последующей эксплуатации проектируемого участка ВЛ 110 кВ.

00 Лист-уведомление.docx

В данной выпускной квалификационной работе представлены расчеты по разработке плана реконструкции подстанции 1103510 кВ. Работа представлена пояснительной запиской на 100 страницах машинописного текста включая 1 приложение и 5 листах графической части. При выполнении данного проекта было использовано 23 литературный источника.
В данной ВКР проанализирована существующая система электроснабжения выполнен расчет токов короткого замыкания спроектирована и проверена новая ВЛ. Рассмотрены вопросы экономики и безопасности проекта.
Данная ВКР выполнена самостоятельно.

04 ВКР.docx

Негосударственное образовательное учреждение
высшего образования
Факультет Техники и современных технологий Кафедра Энергетики
Направление: Электроэнергетика и электротехника
Профиль Электрооборудование и электрохозяйство предприятий организаций и учреждений
Форма обучения: Заочная
ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
«Реконструкция подстанции «Новопокровская» 1103510 кВ с проектированием участка распределительной сети 110 кВ»
Студента Ануфриева Сергея Александровича .
Ф.И.О. полностью подпись
Научный руководитель к.т.н. доцент Ларионов Владимир Борисовича .
ученая степень звание Ф.И.О. подпись
Зав. кафедрой к.т.н. Антаненкова И.С .
Глава 1 Теоретические основы проектирования территориальных электрических сетей5
1 Теоретические основы проектирования сетей5
2 Исходные данные для проектирования5
3 Постановка задач к проектированию9
Глава 2 Проект реконструкции подстанции «Новопокровская» 1103510 кВ с проектированием воздушной линии 110 кВ11
1 Расчет токов короткого замыкания11
2 Выбор и проверка электрических аппаратов20
3 Проектирование новой линии и выбор сечения проводов31
4 Обоснование сооружения воздушной линии 110 кВ.32
5 Технико-экономическое сравнение и выбор варианта трассы воздушной линии33
6 Механический расчет воздушной линии44
Глава 3 Организационно-экономическая часть и безопасность58
1 Разработка сетевого графика сооружения воздушной линии58
2 Технологическая и организационная подготовка строительства ВЛ61
3 Расчёт сетевого графика сооружения ВЛ-110 кВ64
4 Технические и организационные меры по снижению негативных факторов68
5 Пожарная безопасность и защита населения в чрезвычайных ситуациях75
Список использованной литературы84
Актуальность работы состоит в необходимости разработки плана реконструкции подстанции 1103510 кВ и необходимости сооружения ВЛ 110 кВ.
Практическая значимость работы состоит в разработке плана электрических соединений ПС и электрической схемы сети напряжением 110 кВ.
Объектом исследования является подстанция «Новопокровская» 1103510 кВ.
Предметом исследования являются линии электроснабжения напряжением 10 кВ 35 кВ 110 кВ а также оборудование подстанции напряжением 1103510 кВ.
Цель исследования – разработка проекта реконструкции подстанции и создание проекта линии 110 кВ.
Таким образом для достижения цели были поставлены следующие задачи исследования:
)Анализ существующей подстанции и схем электрических сетей;
)Расчет токов коротких замыканий и выбор оборудования в существующей сети;
)Проектирование и обоснование строительства новой линии;
)Проектирование сети а также выбор коммутационных аппаратов;
)Выбор варианта построения новой ВЛ;
)Механический расчет ВЛ;
)Экономический расчет сетевого графика;
)Рассмотрение вопросов безопасности и экологичности проекта.
В первой главе работы рассматриваются общие положения по реконструкции электрических сетей а также производится анализ существующей системы электроснабжения.
Во второй главе разрабатывается проект реконструкции электрической сети а также проект внедрения новой линии электропередач. Рассчитываются также токи коротких замыканий и выбираются коммутационные аппараты.
В третьей главе работы приводится план экономического обоснования рассматриваются вопросы по безопасности проводимых работ и экологичности проекта.
Результатом данной работы должен явиться разработанный план реконструкции подстанции выбор и проверка необходимого оборудования а также разработка новой линии напряжением 110 кВ.
Пояснительная записка состоит из 94 страниц включая 1 приложение. В приложении приводятся таблицы поясняющие расчет нагрузок и потерь в ветвях и узлах системы.
В итоге работа представляет собой полноценный план по реконструкции электрической сети. В работе обосновывается необходимость самой реконструкции а также необходимые технические аспекты для ее реализации.
Список используемой литературы содержит 25 источников.
Глава 1 Теоретические основы проектирования территориальных электрических сетей
1 Теоретические основы проектировани сетей
На уровне межрегиональных сетей осуществляется обоснование развития системообразующих связей межрегиональных сетей включающих сети для выдачи мощности крупных электростанций межсистемные связи между региональными электрическими сетями и наиболее важные внутренние связи региональных сетей.
На уровне развития региональных электрических сетей осуществляется обоснование развития остальной части сетей 220 кВ и выше а также распределительных сетей 110 кВ и выше.
В процессе проектирования электрических сетей различного иерархического уровня осуществляется взаимный обмен информацией и увязка решений по развитию электрических сетей различных назначений и напряжений.
Состав работ по проектированию развития электрических сетей имеет следующее примерное содержание:
Анализ существующей сети энергосистемы (региона города объекта) включающий ее рассмотрение с точки зрения загрузки условий регулирования напряжения выявления «узких мест» в работе;
Определение электрических нагрузок потребителей и составление балансов активной мощности по отдельным подстанциям и энергоузлам обоснование сооружения новых линий и подстанций;
Выбор расчетных режимов электростанций (если они имеются в энергосистеме) и определение загрузки проектируемой электрической сети;
Электрические расчеты различных режимов работы сети (нормальных аварийных и послеаварийных) и обоснование схемы построения сети на рассматриваемом расчетном уровне; расчеты устойчивости параллельной работы электростанций выявление основных требований к противоаварийной автоматике;
Составление баланса реактивной мощности и выявление условий регулирования напряжения в сети обоснование пунктов размещения компенсирующих устройств и их мощности;
Расчеты токов КЗ в проектируемой сети и установление требований к отключающей способности коммутационной аппаратуры разработка предложений по ограничению токов КЗ.
2 Исходные данные для проектирования
Электроснабжение рассматриваемого района осуществляется от подстанции «Тихорецкая» 500 кВ по сети 110 кВ. Сеть 110 кВ данного района включает в себя четыре подстанции (ПС): «Новопокровская» «Терновская» «Ея» «Первомайская». План расположения названных подстанций представлен на рис. 1.1. 23
Рис. 1.1 – План района электроснабжения
Сеть 110 кВ является разомкнутой с односторонним питанием что не обеспечивает надёжного электроснабжения станицы Новопокровской и прилегающего Новопокровского района. Для повышения надежности электроснабжения района рассмотрена возможность обеспечить ПС «Новопокровская» двухсторонним питанием.
Анализ существующей системы электроснабжения рассматриваемого района показал что наиболее близко к ПС «Новопокровская» располагается ПС «Салют» - 110 кВ со свободной ячейкой линии 110 кВ.
Питание ПС «Салют» осуществляется от ПС «Кропоткин» - 330 кВ через ПС «Найдёновская» - 110 кВ. ПС «Кропоткин» и «Найдёновская» входят в Армавирские электрические сети.
При соединении ПС «Салют» и «Новопокровская» линией 110 кВ возможно получить сеть 110 кВ с двухсторонним питанием тем самым обеспечив надёжное питание рассматриваемого района.
Схема электроснабжения наложенная на карту местности приведена на рисунке 1.2.
Рис. 12 – Схема района электроснабжения
Район сооружения линии электропередачи характеризуется следующими климатическими условиями:
Нормативная толщина стенки гололёда 20 мм – IV район;
Нормативный скоростной напор ветра 650 Нм2 – IV район;
Скоростной напор ветра при гололёде 160 Нм2;
Средняя годовая продолжительность гроз 674 час;
среднегодовая + 10°С;
максимальная + 40°С;
средняя наиболее холодной пятидневки - 23°С.
Максимальная глубина промерзания грунтов по данным наблюдения составляет 08 м.
В районе прохождения ВЛ 110 кВ источником загрязнения атмосферы является применение удобрений и химическая обработка посевов.
3 Постановка задач к проектированию
Согласно «Инструкции по проектированию изоляции в районах с чистой и загрязнённой атмосферой» данный район относится ко II степени загрязнения атмосферы. 21
Для повышения надежности электроснабжения рассматриваемого района необходимо выбрать схему электроснабжения Новопокровского района Тихорецкого ПЭС провести расчёты потокораспределения и уровней напряжения в электрических сетях 110 кВ.
Для того чтобы построить линию 110 кВ «Новопокровская – Салют» необходимо произвести реконструкцию подстанции (ПС) «Новопокровская». В работе планируется заменить существующую схему высшего напряжения (ВН) – 110 кВ на схему «Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов» выбрать необходимое оборудование.
Для проверки правильности выбранного оборудования нужно рассчитать токи короткого замыкания (ТКЗ). Данные для расчёта токов КЗ были взяты в службе МРСЗАИ Тихорецких электрических сетей и приведены в соответствующем разделе. Расчёт необходимо провести из условия что схема с двухсторонним питанием и режим максимальный. Параметры трансформаторов ТДТН – 16000110 установленных на ПС «Новопокровская» приняты по справочным данным.
В ходе проектирования необходимо рассчитать длину и выбрать марку проводов линии «Новопокровская – Салют».
Кроме того следует выбрать схему ОРУ-110 кВ на ПС «Новопокровская» 1103510 кВ для присоединения новой линии электропередачи 110 кВ «Салют - Новопокровская» и выполнить правильность проверки выбранного оборудования.
Рассмотренный анализ существующей системы электроснабжения показал что данная система нуждается в реконструкции с целью повышения надежности электроснабжения. Для осуществления этого плана необходимо построить еще одну ВЛ 110 кВ. В связи с этим в данной работе рассматривается проект реконструкция ПС “Новопокровская” предусматривающий создание распределительной линии 110 кВт что обеспечивает возможность двухстороннего питания ПС «Новопокровская».
Глава 2 Проект реконструкции подстанции «Новопокровская» 1103510 кВ с проектированием участка распределительной
1 Расчет токов короткого замыкания
Расчетная схема для определения токов КЗ приведена на рисунке 2.1. а схема замещения прямой последовательности – на рисунке 2.2. 8
Выключатель в перемычке включен.
Параметры схемы замещения:
Необходимо рассчитать ток трехфазного и однофазного КЗ на стороне 110 кВ ток КЗ на стороне 35 кВ за выключателем отходящей линии ток КЗ на стороне 10 кВ за выключателем отходящей линии.
Рис. 2.1 – Расчётная схема для определения ТКЗ на стороне 110 кв.
Рис. 2.2 – Схема замещения прямой последовательности
Рассчитывается трёхфазное КЗ на стороне 110 кВ.
Сопротивления схемы замещения по рисунку 2.2 определены как
Ток КЗ идущий от систем С1 и С2 равен
Рассчитывается однофазное КЗ на стороне 110 кВ.
Схема замещения для расчета тока однофазного КЗ на стороне 110 кВ приведена на рисунке 2.3.
Рис. 2.3 – Схема замещения нулевой последовательности
Значения сопротивлений для схемы замещения по рисунку 2.3: Ом; Ом; Ом.
Так как ток однофазного КЗ меньше тока трехфазного КЗ то в дальнейшем выбор оборудования производится по току трёхфазного КЗ.
Производится расчет ТКЗ на стороне 35 кВ за выключателем отходящей линии.
Расчётная схема для определения ТКЗ на стороне 35 кВ приведена на рисунке 2.4.
Рис. 2.4 – Расчётная схема для определения ТКЗ на стороне 35 кВ
Выключатель в перемычке – 110 кВ включен. Схема замещения сети представлена на рисунке 2.5.
Рис. 2.5 – Схема замещения прямой последовательности
где - основная ступень напряжения.
Расчёт суммарного сопротивления и ТКЗ:
Определяется ток КЗ приведенный к основной ступени напряжения 115 кВ:
Ток КЗ на стороне 35 кВ равен
Рассчитывается ТКЗ на стороне 10 кВ за выключателем отходящей линии.
Расчетная схема для оценки токов короткого замыкания на стороне 10 кВ за выключателем отходящей линии приведена на рисунке 2.6 а схема замещения для токов прямой последовательности – на рисунке 2.7.
Рис. 2.6 – Расчетная схема для определения ТКЗ на стороне 10 кВ
Рис.2.7 – Схема замещения прямой последовательности
Значения параметров схемы замещения и ТКЗ следующие:
Ток КЗ на стороне 10 кВ равен:
Рассчитываются суммарные активные сопротивления относительно точек КЗ.
Выбрана для расчета точка короткого замыкания К1 на стороне 110 кВ тогда
Точка КЗ К2 на стороне 35 кВ
Расчет проведен по схеме замещения.
Для точки на стороне 10 кВ
и по схеме замещения
Выполняется расчёт периодической составляющей тока КЗ в произвольный момент времени.
Так как точка КЗ значительно удалена от источников энергии то действующее значение периодической составляющей тока КЗ не изменяется во времени тогда
где IПt - действующее значение периодической составляющей тока КЗ в
произвольный момент времени;
IП- действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент времени ;
- наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогсительных контактов;
tРЗMIN - минимальное время действия релейной защиты;
- собственное время отключения выключателя.
Производится расчёт апериодической составляющей и ударного тока КЗ. 7
Был выбран к установке выключатель с =005 с тогда
где - апериодическая составляющая тока КЗ;
и - соответственно суммарное индуктивное и суммарное активное сопротивление до точки КЗ.
2 Выбор и проверка электрических аппаратов
Производится выбор выключателя в перемычке на ОРУ-110 кВ.
Выбор выключателя в перемычке на ОРУ-110 кВ производится исходя из условий: 11
- по номинальному напряжению выключателя
Uном ≥ Uном сети; (2.16)
- по номинальному току выключателя
Iном ≥ Iраб нб (2.17)
Значение наибольшего рабочего тока равно:
где - предельная аварийная мощность;
Устанавливается маломасляный выключатель ВМТ-110Б-201000 УХЛ1.
Параметры выключателя приведены в таблице 2.1.
Параметры выключателя ВМТ-110Б-201000 УХЛ1
Номинальное напряжение Uном кВ
Номинальный ток Iном
Нормированное содержание апериодической составляющей в токе КЗ норм %
Наибольший пик предельного сквозного тока iпр скв кА
Действующее значение предельного сквозного тока Iпр скв кА
Наибольший пик номинального тока включения iвкл ном кА
Действующее значение номинального тока включения Iвкл ном кА
Ток термической стойкости IТ.С кА
Время термической стойкости tТ.С С
Время отключения tВ.О С
Собственное время отключения tС.В С
= tр3 min + tс.в (2.20)
tоткл = tр3 max + tво (2.21)
где tоткл - полное время отключения КЗ;
tВО - полное время отключения выключателя.
tоткл = 01+008 = 018 с.
Проверка выключателя:
- на отключающую способность
Iпо=Iп=448 кА; iуд=10582 кА.
Iоткл ном =20 кА > Iп=448 кА;
- проверка по периодической составляющей тока КЗ;
Iоткл ном=> iа=0575 кА (2.22)
т.е. условие проверки выполняется.
- на термическую стойкость
Вк доп= I2т.с tт.с (2.23)
где Вк доп – допустимый тепловой импульс тока КЗ
Вк доп= I2т.с tт.с=2023=1200 кА2с
Вк расч =Вкп+Вка (2.24)
где Вкп и Вка - соответственно тепловой импульс от периодической и апериодической составляющих тока КЗ
Вка=(Iпо)2Та=(448)20025=0502 кА2с
Вк.доп=1200 кА2с > Вк.расч=361+0502=4112 кАс
Выполняется проверка выключателя на стороне 35 кВ.
На ПС «Новопокровская» установлены масляные баковые выключатели на стороне 35 кВ типа С-35М-630-У1 имеющие следующие характеристики:
Параметры и результаты проверки выбранного выключателя представлены в таблице 2.2.
Параметры и результаты проверки выключателя 35 кВ
Параметры выключателя
Выполняется проверка выключателя на стороне 10 кВ.
На ПС «Новопокровская» на стороне 10 кВ установлены маломасляные выключатели типа:
ВМП-10-20630 У2 - на отходящих линиях;
ВМП-10-201000 У2 - на вводах Т-1 и Т-2 а также на шинах 10 кВ секционный выключатель (СВ).
Эти выключатели отличаются только номинальным током.
Параметры и результаты проверки выбранного выключателя представлены в таблице 2.3.
Параметры и результаты проверки выключателя 10 кВ
Условия проверки выполняются.
Выполняется проверка отделителя.
На ПС «Новопокровская» установлены отделители типа ОД3-110Б1000У1. Следует их проверить на термическую и динамическую стойкость результаты их проверки приведены в таблице 2.4.
Анализ данных таблицы 2.4 показывает что условия проверки выполняются.
Параметры отделителя
Выполняется проверка короткозамыкателя.
На ПС «Новопокровская» установлены короткозамыкатели типа КЗ-110 Б-У1. Результаты их проверки приведены в таблице 2.5.
Анализ данных таблицы 2.5 показывает что условия проверки выполняются.
Проверка короткозамыкателя
Выполняется проверка разъединителя на стороне 110 кВ.
На ПС «Новопокровская» установлены разъединители типа:
РНДЗ-2-1101000-У1. результаты их проверки приведены в таблице 2.6.
Анализ данных таблицы 2.6 показывает что условия проверки выполняются.
Параметры и проверка разъединителя на стороне 110 кВ
Параметры разъединителя
Выполняется проверка разъединителя на стороне 35 кВ.
На ПС «Новопокровская» установлены разъединители типа РНДЗ-351000-У1.
Результаты их проверки приведены в таблице 2.7.
Параметры и проверка разъединителя на стороне 35 кВ
Анализ данных таблицы 2.7 показывает что условия проверки выполняются.
Выполняется выбор трансформаторов тока (ТТ) на стороне 110 кВ.
Установим на ПС «Новопокровская» на стороне 110 кВ ТТ типа:
ТТ1: ТФЗМ-110Б-У1 (6005) - в автоматической перемычке I(1)НОМ - первичный ток ТТ1 в таблице 2.8;
ТТ2: ТФЗМ-110Б-У1 (3005) - на вводах трансформаторов I(2)НОМ - первичный ток ТТ2 в таблице 2.8.
Параметры и проверка ТТ на стороне 110 кВ
Проверка ТТ по вторичной нагрузке в необходимом классе точности.
Подсчет мощности приборов подключенных к ТТ приведен в таблице 2.9.
Мощность приборов подключенных к ТТ
Счетчик активной энергии
Из таблицы 2.9 видно что наиболее загружен трансформатор тока фазы А.
Общее сопротивление приборов:
Принимается длина соединительных приборов с алюминиевыми жилами сопротивления контактов и определяем сечение кабеля - :
где - сечение принятого контрольного кабеля АКВРГ с жилами сечением 4 мм2;
- сопротивление кабеля.
Выполняется проверка ТТ на стороне 35 кВ.
На ПС «Новопокровская» на стороне 35 кВ установлены ТТ типа: ТВ-35-3005. Электродинамическая стойкость ТТ определяется электродинамической стойкостью выключателя в который он встроен. Результаты проверки выбранного ТТ (таблица 2.10) показывают что условия проверки выполняются.
Проверка ТТ на стороне 35 кВ
Выполняется проверка ТТ на стороне 10 кВ.
На ПС «Новопокровская» установлены ТТ типа ТТ1: ТЛМ-10-3005 – на линиях; - первичный ток ТТ1; ТТ2: ТЛМ-10-10005 – на вводах трансформаторов Т-1 и Т-2 и СВ - первичный ток ТТ2 в таблице 2.11.
Проверка ТТ на стороне 10 кВ
Выполняется выбор трансформатора напряжения (ТН) на стороне 110 кВ.
Трансформатор напряжения выбирают:
- по конструкции и схеме соединения обмоток;
- по номинальной мощности в необходимом классе точности
Параметры выбранного трансформатора напряжения и результаты его проверки приведены в таблице 2.12.
Вторичная нагрузка ТН
Принимается к установке три однофазных ТН типа НКФ-110-83У1 с номинальной мощностью в классе 05 ВА соединенных в группу Y0Y0 с ВА > ВА.
Мощность приборов подключенных к ТН
В заключении необходимо спланировать размещение выбранного оборудования в ОРУ 110 кВ.
Спецификации оборудования приведены в приложении к пояснительной записке.
Таким образом в приведенном разделе выбрана схема ОРУ-110 кВ на ПС «Новопокровская» 1103510 кВ для присоединения новой линии электропередачи 110 кВ «Салют - Новопокровская».
На ОРУ-110 кВ выбрана часть нового оборудования и произвели проверку ранее установленного оборудования на всех напряжениях ПС. Результаты проверки показали что все электрические аппараты удовлетворяют техническим требованиям.
3 Проектирование новой линии и выбор сечения проводов
Выбор сечения проводов новой линии производится по экономическим токовым интервалам. 7
Выбор сечения проводов на каждом участке линии с промежуточными отборами мощности производится по расчётной нагрузке соответствующего участка. При этом допускается применять одинаковое сечение для двух смежных участков (по более протяжённому) если их нагрузка находится в соседних экономических интервалах.
В режиме одностороннего питания со стороны ПС «Кропоткин» по линии «Салют-Новопокровская» будет протекать поток мощности SΣ=193+j135 МВА это спрогнозированная нагрузка на 2017 год «Тихорецким» ПЭС. Нагрузки по узлам даны в приложениях.
Ток на пятый год эксплуатации определяется так:
129+ j7086=1236 е j349 А.
Расчётная токовая нагрузка линии определяется по формуле:
Iр=I(5) αi αт (2.32)
где I(5) - ток пятого года эксплуатации;
αт - коэффициент учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии.
Iр=123610512=1557 А.
В нашем случае напряжение линии – 110 кВ район по гололёду - IV число цепей – 1 материал опор – железобетон и расчётная токовая нагрузка 1557А. На основании этого выбирается провод марки АС-15024.
4 Обоснование сооружения воздушной линии 110 кВ
Новопокровский район питается одноцепной линией электропередачи 110 кВ «Тихорецкая – Новопокровская». При повреждении этой линии а также авариях на ПС «Тихорецкая» прекратится электроснабжение рассматриваемого района.
Решением данной проблемы является сооружение новой воздушной линии 110 кВ и реконструкция ПС 1103510 «Новопокровская».
При анализе карты-схемы «Тихорецких электрических сетей» было установлено что наиболее близко к ПС «Новопокровская» расположена ПС 110кВ «Салют» со свободной ячейкой линии 110 кВ. Расстояние от ПС 110 кВ «Меклета» до ПС 110 кВ «Новопокровская» в 25 раза больше чем от ПС 110 кВ «Салют» до ПС 110 кВ «Новопокровская» при этом на ПС «Меклета» нет свободной ячейки ВЛ 110 кВ.
Поэтому принимаем один вариант сооружения ВЛ 110 кВ – «Салют-Новопокровская».
В данной выпускной квалификационной работе рассмотрено три варианта трассы ВЛ 110 кВ. Окончательное решение по выбору трассы ВЛ следует принять по результатам технико-экономического сравнения предложенных вариантов трасс ВЛ для этого необходимо рассчитать капитальные вложения по вариантам.
5 Технико-экономическое сравнение и выбор варианта трассы воздушной линии
Для выявления эффективности капитальных вложений используются показатели общей (абсолютной) и сравнительной эффективности.
Расчёты общей экономической эффективности выполняют для оценки результатов отрасли в целом объединений и предприятий а также при разработке отдельных технико-экономических проблем их развития. Показатель общей экономической эффективности капитальных вложений определяют как отношение прибыли к капитальным вложениям (рентабельность).
Расчёты сравнительной экономической эффективности капитальных вложений выполняют при проектировании электрических сетей для сопоставления параметров сети и её отдельных элементов. 13
Экономическим критерием по которому определяется наивыгоднейший вариант является минимум приведенных затрат тыс. руб.год вычисленных по формуле
где Ен – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений (Ен=012);
К – единовременные капитальные вложения в сооружаемые объекты;
И – ежегодные эксплуатационные издержки.
Этим выражением можно пользоваться в тех случаях когда строительство объекта продолжается не более одного года а ежегодные издержки неизменны в течение всего рассматриваемого периода эксплуатации.
Если строительство ведётся в течение нескольких лет а ежегодные издержки меняются по годам затраты должны быть приведены к одному году. В практике расчётов затраты приводятся обычно к первому году расчётного периода.
Развитие сети по вариантам рассматривается за одинаковый период времени. Сопоставление вариантов производится в оптимальных условиях работы рассматриваемых объектов в энергосистеме. При этом расчеты выполним в следующем порядке:
Расчет капиталовложений по всем вариантам. Капиталовложения подсчитываются по укрупнённым показателям.
Определение ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание ВЛ.
Вычисление ежегодных затраты на возмещение потерь электроэнергии.
Определение приведённых затрат по каждому из сопоставляемых вариантов.
Оптимальным по экономическим показателям является вариант характеризующийся минимальными приведёнными затратами.
При сопоставлении вариантов сравнимыми по экономическим затратам считаются те варианты которые по приведённым затратам различаются не более чем на 5%.
Определяются приведенные затраты.
Капитальные затраты на строительство линии электропередачи:
где КУД – стоимость одного км линии увеличена в 20 раз для расчёта в ценах текущего (2017) года по данным 22;
l – длина трассы линии км.
Варианты сооружения трасс ВЛ 110 кВ были предложены на основе атласа «Краснодарский край» и карты-схемы «Тихорецкого» ПЭС.
где Ii – длина анкерного пролёта ВЛ.
I – Вариант трассы ВЛ
II – Вариант трассы ВЛ
III – Вариант трассы ВЛ
l=08+48+76+1+52+3=224 км.
Даныне по капитальным вложениям сведены в таблицу 2.13.
Капитальные затраты строительства ЛЭП 110 кВ
При определении КУД принят IV район по гололёду.
Определим капитальные затраты на реконструкцию подстанции:
КПС=КОРУ 110+КПОСТ (2.36)
где КОРУ 110 – стоимость реконструкции ОРУ 110 кВ;
КОРУ 110= КПРОЕК. ОРУ 110- КСУЩ. ОРУ 110; (2.37)
где КПРОЕК. ОРУ 110 – стоимость проектируемого ОРУ 110 кВ;
КСУЩ. ОРУ 110 – стоимость существующего ОРУ 110 кВ;
КПОСТ – постоянная часть затрат.
КПОСТ в расчёте не учитываем так как производится реконструкция ПС.
КПОСТ было освоено при строительстве ПС.
КОРУ 110=1500-508=992 тыс. руб.
Ежегодные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание сети
где - отчисление соответственно на амортизацию и обслуживание
- отчисление соответственно на амортизацию и обслуживание подстанций %.
Пользуясь справочными данными определим соответствующие издержки: - для I варианта:
= 002860912=17055 тыс. руб.
= 0094992=9325 тыс. руб.
= 002862604=17529 тыс. руб.
Ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и электроэнергии
где - переменные потери электроэнергии зависящие от нагрузки кВтч.;
- постоянные потери электроэнергии зависящие от нагрузки кВтч.;
- соответственно замыкающие затраты на переменные и постоянные потери электроэнергии (стоимости 1 кВтч. электроэнергии руб.кВтч.).
Переменные потери электроэнергии
где – суммарные переменные потери активной мощности в сети в максимальном режиме;
– время максимальных потерь.
Суммарные переменные потери активной мощности определяют путём суммирования двух параметров из распечатки результатов.
Время максимальных потерь
Постоянные потери электроэнергии определяются:
где - суммарные потери активной мощности холостого хода трансформаторов. Вычисляются путём суммирования потерь холостого хода всех трансформаторов сети;
- время работы трансформаторов в году принимается =8760 ч.
= 87606675=5847300 кВтч;
Значения определяются по соответствующим зависимостям.
= 38 коп кВтч; и = 224 коп кВтч.
Результаты технико-экономического расчёта всех вариантов приведены в таблице 2.14.
Затраты на возмещение потерь электроэнергии приняты одинаковые для всех вариантов сооружения трасс ВЛ так как длины линий незначительно отличаются друг от друга и это очень мало влияет на потери в сети в целом.
Из таблицы 2.14 видно что варианты по приведенным затратам равноэкономичны. Поэтому к исполнению принимаем вариант с наименьшими капитальными затратами – I вариант.
Результаты технико-экономических расчётов трёх вариантов
Стоимость сооружения ЛЭП
Стоимость сооружения ПС
эксплуатационные издержки
Эксплуатационные издержки
Затраты на возмещение потерь
Расчёт режимов: нормального и аварийных произведён с использованием программы позволяющий определить напряжения в узлах перетоки мощности по линиям электропередачи токи в элементах сети потери активной и реактивной мощности в сети и её элементах. 15
Комплекс программ предназначен для расчёта и анализа установившихся режимов электрических систем на ЭВМ IВМ РС и совместимых с нею. Программа позволяет производить расчёт эквивалентирование и утяжеление режима. Обеспечивает возможности экранного ввода и коррекции исходных данных быстрого отключения ветвей схемы. В комплекс включена оптимизация по реактивной мощности.
Для выполнения электрических расчётов установившегося режима участка электрической сети необходимо иметь:
Принципиальную схему соединений электрической сети.
Данные о линиях и трансформаторах:
- для линий электропередач определить продольное сопротивление проводимость на землю;
- для трансформаторов определить сопротивление R+jX приведенное к стороне высокого напряжения коэффициент трансформации и проводимость учитывающую потери холостого хода.
Данные о нагрузках подстанций энергосистемы.
Данные о генерации мощности и межсистемных перетоках.
На основании принципиальной схемы сети и параметров её элементов составляется расчётная схема (схема замещения).
Узлы расчётной схемы должны быть пронумерованы. Нумерация узлов произвольная.
Узлы расчётной схемы можно разделить на генераторные и нагрузочные. К генераторным относятся узлы с синхронными генераторами и источниками реактивной мощности (синхронными компенсаторами СК и батареями статических конденсаторов БСК).
Хотя бы один из узлов схемы должен быть принят за базисно-балансирующий узел сети.
Данные об узлах рассматриваемой сети приведены по состоянию на январь 2016 года.
Расчётная схема электрической сети составляется из схем замещения линий электропередач и трансформаторов.
Воздушные линии электропередачи обычно представляются П-образными схемами замещения.
Активное сопротивление определяется по формуле Ом:
где r0 – удельное сопротивление Омкм;
Реактивное сопротивление Ом:
где X0 – удельное реактивное сопротивление Омкм.
Рис. 2.8 – Схема замещения линии
Активную проводимость не учитываем так как она мала.
Реактивная проводимость определяется по формуле
где b0 – удельная реактивная проводимость мкСмкм.
Схема замещения двухобмоточного трансформатора имеет вид:
Рис. 2.9 – Схема замещения двухобмоточного трансформатора
Сопротивления в схеме замещения
где - потери короткого замыкания кВт;
- высшее номинальное напряжение трансформатора кВ;
- номинальная мощность трансформатора МВА;
- напряжение короткого замыкания %.
Потери холостого хода
кВА (справочные данные);
учитываем проводимости:
- активная проводимость мкСм;
- реактивная проводимость мкСм.
Активную проводимость в расчетах не учитываем.
Схема замещения трехобмоточного трансформатора имеет вид:
Рис. 2.10 – Схема замещения трехобмоточного трансформатора
Активные сопротивления лучей схемы определяются аналогично двухобмоточному трансформатору.
Реактивное сопротивление лучей схемы замещения определяются по следующим формулам:
Сопротивление обмотки высшего напряжения
Сопротивление обмотки среднего напряжения
Сопротивление обмотки низшего напряжения
Эти формулы и схема замещения справедливы и для автотрансформатора.
Потери холостого хода определяются аналогично двухобмоточному трансформатору.
После определения параметров схем замещения всех элементов заполняются таблицы с информацией об узлах и ветвях сети.
В таблице с информацией об узлах сети расположены:
- - номинальное напряжение кВ;
-- активная и реактивная нагрузки узла МВт МВАр;
- - мощность генерации МВт МВАр.
В таблице с информацией о ветвях сети расположены:
- - номера узлов ограничивающих ветвь;
- - активное и реактивное сопротивление ветви Ом;
-- емкостная проводимость ветви мкСм;
- - вещественная составляющая коэффициента трансформации.
В программе RASTR осуществляется контроль исходных данных в котором производится контроль схемы на наличие узлов без связей связей без узлов узлов не связанных с базисным. Также контролируется соответствие приведенных коэффициентов трансформации номинальным напряжениям узлов. В таблице 3.3 указаны типы силовых трансформаторов установленных на ПС.
На ПС «Новопокровская» «Найденовская» и «Салют» в работе находятся по одному трансформатору. Вторые трансформаторы отключены для уменьшения .
Перечень трансформаторов на ПС
Наименование подстанции
Регулировка напряжения АТДЦТН-200000330110 имеет РПН= ±6 х 2% на стороне СН остальные трансформаторы имеют РПН = ± 9 х 178% на стороне ВН.
С помощью программы произведен расчет максимального режима сети. Результаты расчета приведены в приложении А.
Далее рассчитаем аварийные режимы. Аварийный режим 1: отключена ветвь (3 – 4) у ПС «Тихорецкая» (приложение Б).
Аварийный режим 2: отключена ветвь (20 – 21) у ПС «Кропоткин» (приложение В).
Проанализировав результаты расчета нормально-максимального режима приведенные в приложении А можно сделать вывод о том что напряжения в узлах сети не превышают допустимых значений для оборудования; токи в ветвях не превышают длительнодопустимых значений токов элементов сети.
Результаты расчетов аварийных режимов показывают что в некоторых узлах сети наблюдается снижение напряжения но в допустимых пределах. Следовательно работа сети в этих режимах возможна.
6 Механический расчет воздушной линии
Определим единичные удельные нагрузки на провод марки АС-15024. Исходные данные для этого определим по 2: сечение алюминия – 149 мм2 сечение стали – 242 мм2 общее сечение провода – 1732 мм2 диаметр провода – 171 мм масса одного километра провода – 599 кгкм район по гололеду – IV район по ветру – IV. На основе исходных данных выполним расчет. 10
Нагрузки от собственного веса провода
Единичные нагрузки от веса гололеда
Р2=09с(d+c) 10 -3 (2.49)
где d – диаметр провода мм;
с – толщина стенки гололеда мм.
Р2=0931420(171+20) 10 -3=2097 Нм.
Удельная нагрузка от веса гололеда не может быть использована в расчетах проводов и поэтому не выполняется.
Нагрузка от веса провода с гололедом
где F – сечение провода.
Единичные нагрузки от давления ветра на провод без гололеда
где - коэффициент неравномерности;
- аэродинамический коэффициент;
- скоростной напор ветра Нм2.
Нагрузки от ветра и веса провода без гололеда
Нагрузки от ветра и веса провода с гололедом
Значение не вычисляется за ненадобностью.
Единичные нагрузки от ветра на провод с гололедом
Значение не вычисляем.
Выбраны железобетонные промежуточные одноцепные свободностоящие опоры типа ПБ – 110 – 5. Пролеты между этими опорами выбраны по 6: lГАБ= 250 м lВЕТР=280 м lВЕС=310 м.
Определение стрелы провеса провода марки АС–15024 в пролете 250 м выполняется по формуле:
где - напряжение провода при среднегодовой температуре;
- габаритная длина пролета.
Длина провода в пролете при длине пролета 250 м и стреле провеса провода 31 м определяется по формуле:
Критическая температура определяется по формуле
где - температура при гололеде;
- напряжение при гололеде;
Из расчета следует что стрела провеса провода при температуре +40оС будет меньше чем при температуре -5оС и гололеде.
Провод АС-15024 с пролетом 250 м подвешен на опорах ВЛ-110 кВ в IV районе по гололеду (С=20 мм) и в IV районе по ветру (q=650 Нм).
Вычисляем критические пролеты по формулам:
где - среднегодовая температура;
- низшая температура;
- температура образования гололеда.
Полученные в нашем случае соотношения пролетов l1К>l2К>l3К соответствует случаю когда заданный пролет 250 м > 8697 м то необходимо использовать уравнение:
то есть исходить из напряжений и нагрузок при гололеде и ветре.
Расчет режимов проводов.
Провода и тросы покрыты гололедом t=-5оС скоростной напор ветра 025q.
Провода и тросы покрыты гололедом t=-5оС ветра нет.
Скоростной напор ветра q t=-5оС гололеда нет.
Среднегодовая температура tЭ ветра и гололеда нет.
t=+15оС ветра и гололеда нет.
Низшая температура tМИН ветра и гололеда нет.
Максимальная температура tМАКС ветра и гололеда нет.
Режим 1 является исходным:
где Е – модуль упругости;
α – температурный коэффициент объемного расширения.
Из расчета видно что провод АС-15024 выдерживает по напряжению все режимы которые мы рассмотрели.
Вычислим стрелы провеса:
Тип изоляторов для поддерживающих гирлянд определяется по формуле:
где - вес гирлянды изоляторов;
- единичные нагрузки;
- электромеханическая разрушающая нагрузка изоляторов.
(2822310+45)=2484 6000 Н
(0599310+45)=1778 6000 Н.
Выбираем изоляторы типа ПС 6 – Б по восемь штук в гирлянде арматуру с гарантированной прочностью 6000 Н промежуточный зажим - глухой.
Тип изоляторов для натяжных гирлянд определяются по выражениям
Принимаем изоляторы типа ПС 6 – Б по две гирлянды из девяти изоляторов в гирлянде арматуру с гарантированной прочностью 6000 Н. Натяжной зажим - болтовой.
В результате расстановки опор по профилю трассы линии выявляются количество и тип применяемых опор.
Расстановка опор по профилю производится графическим путем при помощи шаблонов вычерчиваемых на прозрачной кальке.
Исходными пунктами при расстановке опор являются анкерованные точки: углы анкерные опоры на переходах через железные дороги линии связи и т.п.
Таким образом вся трасса линии делится на отдельные неравные но вполне самостоятельные участки.
Для заданного провода габарита линии и высоты точки подвеса провода кривые шаблона предварительно строятся для нормального расчетного пролета (рисунок 2.11).
Первая кривая шаблона – кривая провисания провода – строится для наихудших условий т.е. для случая наибольшего провисания провода.
В нашем случае это режим 1 – провода покрыты гололедом скоростной напор ветра – 025 q.
Рис. 2.11 – Кривые максимального шаблона
Стрела провеса провода в данном режиме:
Формулу стрелы провеса приводят к виду удобному для построения кривой провисания провода которая является параболой а именно:
При окончательно будем иметь
где К – постоянный коэффициент при построении параболы.
Построение кривых шаблона производится в масштабе профиля то есть горизонтальный 1:5000 и вертикальный 1:500. Откладывая от кривой провисания провода вертикально вниз постоянную величину равную габариту линии получим новую параболу или вторую кривую шаблона называемую габаритной.
Величина габарита зависит от напряжения линий и для нормальных условий изменяется в пределах 5-7 м в зависимости от местности.
Третья кривая шаблона – земляная – строится так же как и габаритная путем откладывания от кривой провисания вертикально вниз постоянной величины – высоты точки подвеса провода.
Передвигая шаблон вдоль трассы и держа его строго вертикально наблюдают чтобы габаритная кривая нигде не пересекала линии профиля а только ее касалась.
Местоположение следующей опоры укажет точка пересечения земляной кривой с линией профиля. При нескольких пересечениях следует отдать предпочтение наиболее удаленной точке пересечения дающей наибольший пролет. Пройдя таким образом весь анкерованный участок мы найдем местоположение промежуточных опор с различными длинами пролетов отличающихся от нормального в ту и другую сторону.
Построим максимальный шаблон для расстановки опор по профилю трассы линии последующим исходным данным: провод марки АС-150; район гололедности – нормальный расчетный пролет габарит линии ; максимальная стрела провеса провода при этом напряжение в проводе .
Высота точки подвеса провода будет равна:
где - высота траверсы;
- высота гирлянды изоляторов.
Строим кривую провисания провода:
Задаваясь различными значениями X и откладывая их по обе стороны от оси симметрии в масштабе 1:5000 получим значения у; которые отложим в масштабе 1:500.
Числовые значения для X и у приведены в таблице 2.16.
Числовые значения для X и у
Кривая провисания провода представлена на рисунке 4.2. На рисунке: 1 – кривая провисания провода; 2 – габаритная кривая; 3 – земельная кривая.
АС-150 l=250 масштаб: X 1:5000 у 1:500.
Рис. 2.12 – Кривые максимального шаблона
При анализе схемы нормального режима 35 кВ и выше Тихорецких электрических сетей было установлено что увеличение надёжности в рассматриваемом энергетическом районе можно достичь строительством воздушной линии электропередачи 110 кВ.
В ВКР была спроектирована новая линия 110 кВ для которой производились соответствующие расчеты в том числе и механический.
Во второй части работы был произведен расчет токов короткого замыкания после реконструкции и на основе данных значений были выбраны необходимые коммутационные аппараты на подстанции “Новопокровская”. Все выбранные аппараты проходят проверку по условиям срабатывания.
Глава 3 Организационно-экономическая часть и безопасность
1 Разработка сетевого графика сооружения воздушной линии
До 60-х годов прошлого века при планировании технической подготовки производства сложных трудоёмких объектов освоении новой техники при производстве строительно-монтажных и ремонтных работ в электроэнергетике основным методом планирования являлось применение ленточных или линейных графиков. К преимуществам линейных графиков относятся: простота; масштабное отражение не только длительности цикла (течение каждой работы) но и общего времени затрат труда; возможность представления на одном и том же графике работ не только по одному объекту но и по аналогичным последующим объектам; удобство отражения состояния работ путём штриховки выполненной части.
Однако планирование с помощью линейных графиков имеет ряд недостатков: включение в график многих работ вызывает значительное его усложнение резко снижает обозримость; сложность современных научно-технических разработок отражается недостаточно вследствие чего сравнительная оценка значимости отдельных работ для выполнения задания затруднена(т.е. из линейного графика не видно какая из работ наиболее важная); невозможно равномерно загрузить исполнителей что может привести к нехватке трудовых ресурсов для важной работы; нельзя прогнозировать ход выполнения задания; перестройка этих графиков затруднительна что снижает эффективность их применения в условиях многочисленных изменений динамичности производства; отсутствует наглядность отражения связей между отдельными работами и выполнения всех работ.
Современная техническая подготовка производства резко усложнилась. Это связано с обоснованием расчётов с необходимостью увязки большого количества сроков выполнения работ и установлением взаимосвязи между работами. Кроме того при больших масштабах производства а также при выполнении сложных заданий трудно реализовать проверки с требуемой частотой и точностью производить оценку и регулирование. Необходимо также учесть что плановые органы и аппарат управления должны обеспечивать: выполнение работ в директивные сроки; установление чёткой связи между отдельными работами порядка их выполнения при минимальных затратах на осуществление задания; рациональное использование ресурсов своевременное внесение корректив в планы с учётом конкретных условий. Поэтому планирование с помощью линейных графиков является неэффективным.
Чтобы достичь высокого качества планирования в настоящее время используют различные математические методы: классические методы (инте-грирование дифференцирование метод экстремума); метод приближения (линейное программирование); статистические методы (на основе отчётных данных устанавливается взаимозависимость величин); методы перебора связанные с применением сетевых графиков.
Сетевыми методами планирования и управления называются методы планирования основывающиеся на теории графов и теории вероятностей. Использование сетевых методов в планировании и управлении облегчает установление связей между исполнителями сложного комплекса работ способствует обозримости всех его частей выявлению и устранению особо напряжённых участков позволяет осуществить плановое прогнозирование и анализ хода выполнения работ и обнаруживать отставание на решающих участках работы. Сетевые методы способствуют оптимизации планирования и в первую очередь сокращения сроков выполнения всего комплекса работ и затрат на его проведение. 15
За рубежом сетевые методы первоначально получили известность под названием ПЕРТ (PERT – Program Evolution and Review Technique – методика обзора и оценки программы). Метод ПЕРТ был разработан в 1958 г в США и впервые применён при проектировании и изготовлении ракеты «Поларис». Имеются две разновидности метода ПЕРТ: при использовании первой из них (ПЕРТ – тайм) измерителем является время второй (ПЕРТ – кост) – стоимость.
Сетевой график состоит из элементов которыми являются: работа события ожидания и зависимости.
Работой называется элементарный производственный процесс требующий затрат времени и ресурсов.
Событием называется факт окончания одной или нескольких работ.
Ожиданием называется процесс требующий только затрат времени.
Зависимость отражает правильную взаимосвязь работ при построении сетевого графика и не требует ни ресурсов ни времени.
Непрерывная последовательность работ в сетевом графике называется путём. Его продолжительность определяет срок окончания всей работы в том случае если он критический то его длина наибольшая.
При применении сетевых графиков выявляются работы от которых зависит продолжительность всего комплекса работ.
Построение сетевых графиков осуществляется по следующим правилам:
) Сетевая модель изображается в виде ориентированного графика состоящего из стрелок и окружностей.
) Стрелками на графике изображаются работы и ожидания а также зависимости.
Направление стрелок указывается слева-направо. Продолжительность работы в единицах времени указывается под стрелкой. События изображаются окружностями и нумеруются.
) Событие не имеющее последовательных работ называется конечным. Никакая работа не может быть начата пока не выполнены все предшествующие ей работы.
) В сетевых графиках не должно быть замкнутых контуров чтобы работа не возвращалась к тому событию из которого она вышла.
Существует несколько способов расчета сети: табличный матричный четырехсекторный. В данной работе применен четырехсекторный способ расчета.
2 Технологическая и организационная подготовка строительства ВЛ
Подготовка строительства ВЛ охватывает широкий комплекс мероприятий от получения чертежей до начала работ.
Сначала выполняют технологическую подготовку – изучают чертежи и составляют проект производства работ.
Проект линии разработанный проектной организацией состоит из двух частей: собственно проекта и рабочих чертежей. Предварительно проектная организация на месте будущего строительства проводит изыскания: выполняет топографическую съёмку местности определяет геологические и климатические условия района а также характеристики грунтов и намечает направление трассы ВЛ.
Проектом решаются основные вопросы устройства ВЛ: трасса; число цепей; материал и конструкция опор; изоляторы и арматура; защита от коррозии металла и вибрации проводов. В проект входят также календарный график производства работ проект организации строительства (ПОС) содержащий расчёт объёмов работ методы их производства потребность в ресурсах схемы завоза материалов и конструкций.
Рабочие чертежи разрабатываемые на основе утверждённого проекта содержат план трассы ВЛ продольный профиль чертежи переходов опор фундаментов заземлений монтажные таблицы стрел провесов а также другие чертежи и проектные материалы по переустройству пересекаемых объектов.
Проект производства работ (ППР) на строительство ВЛ составляется по рабочим чертежам строительно-монтажной организацией и состоит из: пояснительной записки содержащей основные технические решения и таблицы технико-экономических показателей раздела организации и методов производства работ а также ведомостей и графиков поставки необходимых материалов оборудования движения рабочей силы и др.
Отдельным разделом в ППР входят типовые технологические карты на производство различных видов работ. Каждая карта содержит: описание способов выполнения работ; расстановку рабочих; использование механизмов приспособлений и материалов; указания по технике безопасности.
К производству работ по сооружению ВЛ разрешается приступать только при наличии полного комплекта проектной документации готовности строительной части обеспечения необходимого запаса материалов конструкций и электрооборудования а также при условии выполнения полного комплекса технологической подготовки и укомплектования строительства необходимой техникой и рабочей силой.
Кроме того до начала основных работ должны быть созданы нормальные санитарные и бытовые условия для персонала.
После окончания строительных работ сдают под монтаж опоры и фундаменты: проверяют их основные размеры глубину установки (в натуре или актом скрытых работ) правильность расположения фундаментных болтов и др.
Приёмка оформляется актом который для монтажной организации является разрешением на производство работ.
Для хранения и переработки материалов и оборудования устраивают склады – центральные куда поступают грузы от поставщиков (обычно в железнодорожных вагонах) и линейные.
Центральный склад а также гараж и мастерские составляющие прирельсовую производственную базу обычно размещают в непосредственной близости от железнодорожной станции. На территории склада сооружают закрытые помещения и навесы площадки для открытого хранения грузов. К его территории по возможности прокладывают железнодорожную ветку для подачи вагонов с грузами. С центрального склада материалы и конструкции отправляют на линейные полевые склады прорабских участков или на трассу ВЛ.
Линейные склады размещаемые вблизи трассы ВЛ оборудуют с учётом применяемых при строительстве конкретных материалов и конструкций. На линейных складах устраивают навесы и площадки открытого хранения размещают передвижные фургоны-склады и хранят обычно инструмент и приспособления для монтажных работ изоляторы арматуру тросы горючесмазочные материалы.
При организации труда применяются два режима работы: экспедиционный и вахтовый. При экспедиционном режиме работники прибывают на трассу ВЛ на весь период строительства ВЛ или на время выполнения определённого вида работ (например монтажа проводов). В этом случае на трасе ВЛ организуются временные жилые посёлки рассчитанные на длительное проживание работников и членов их семей и оборудованные необходимыми санитарно-бытовыми удобствами.
При вахтовом режиме работники и члены их семей проживают в населённых пунктах а на трассе ВЛ сооружаются вахтовые посёлки куда работники приезжают на время определяемое продолжительностью вахты. Длительность вахты может составлять от 5 до 20 дней и более и зависит это от многих причин: продолжительности светового дня температуры воздуха и др.
Главной низовой производственной единицей выполняющей работы непосредственно на трассе является бригада в состав которой входят рабочие какой-нибудь одной специальности (специализированные бригады) либо нескольких специальностей (комплексные бригады).
Руководит бригадой бригадир который как правило выполняет эти обязанности по совместительству и не освобождается от основной производственной работы. 5
3 Расчёт сетевого графика сооружения ВЛ-110 кВ
Окружность каждого события делят на четыре сектора с указанием в верхнем секторе данного события в левом – раннего срока свершения в нижнем – номера события К расчетом от которого получен в правом – позднего срока свершения события .
Определяют ранний срок свершения события по алгоритму:
где - ранний срок наступления события предшествующего событию i;
- продолжительность работ входящих в событие i .
Раннее время для начального события принимается равным нулю.
На основе расчета определяют последнего события.
Поздние сроки свершения сетевого графика рассчитывают для каждого события начиная от завершающего причем для критического пути.
Для других событий сетевого графика определяют по формуле:
где - поздний срок свершения последующих событий j работ (i j) вы-
ходящих из события (i).
Для событий лежащих на критическом пути
Все временные параметры для работ определяют следующим образом:
- наиболее ранний срок начала работы
- наиболее ранний срок окончания работы
- наиболее поздний срок окончания работы
- наиболее поздний срок начала работы
а работ лежащих на критическом пути
Полный резерв времени работы
Их записывают под стрелкой для каждой работы.
Многолетняя практика выявила наиболее целесообразную организацию ведения строительства ВЛ получившую название поточного метода. При этом методе каждый вид работ поручают отдельному прорабскому пункту или бригаде. Обычно они специализируются по отдельным видам работ: транспортным и погрузочно-разгрузочным работам земляным работам и устройству фундаментов; сборке и установке опор; монтажу проводов. Трассу ВЛ при этом разбивают на несколько участков на которых последовательно выполняются указанные работы.
Последовательная непрерывная работа сменяющих друг друга прорабских пунктов образует поток.
В поток как правило включают все виды работ за исключением переустройства существующих сооружений прокладки временных дорог мостов и других временных сооружений сноса строений и сооружение линий связи которые поручают отдельному прорабскому пункту.
На них оставляют специальный график согласованный с графиком работы основного потока. На отдельный прорабский пункт могут быть возложены также работы по сооружению большого перехода особо сложных фундаментов и др.
В отдельных случаях (при малом объёме работ) сооружение ВЛ или её отдельного участка выполняют комплексным методом заключающимся в производстве всех технологических операций одной комплексной бригадой. Этим методом обычно выполняют сопутствующие и специальные работы увязанные по срокам с графиком работ основного потока.
Так отдельной комплексной бригаде может быть поручено устройство большого перехода через водную преграду или железную дорогу перенос линии связи мешающей строительству.
Для выполнения работ в распоряжение бригады обычно выделяют необходимые машины и механизмы а её состав укомплектовывают квалифицированными рабочими. Однако комплексный метод менее производителен чем поточный.
Перечень работ по сооружению ВЛ 110 кВ 2 приведен в таблице 3.1 а разработанный сетевой график – в графической части проекта.
Перечень работ по сооружению ВЛ 110 кВ.
Подготовительные работы
по монтажу анкерных опор
Вывоз промежуточных опор
Сборка железобетонных
Установка промежуточных
Сборка стальных анкерных
Установка анкерных опор
Расчёт сетевого графика позволяет установить что при принятой последовательности работ продолжительность сооружения ВЛ составляет 47 дней. В критический путь входят следующие работы: вывоз анкерных вывоз промежуточных опор сборка промежуточных опор установка промежуточных опор монтаж проводов. Если критический путь – это последовательность событий – 0-1-2-4-6-7 то путь включающий события – 0-2-4-6-7 продолжительностью 44 дня следует считать подкритическим. Анализ резерва времени работ по этому подкритическому пути показывает что при увеличении продолжительности работ по подкритическому пути на время превышающее 3 дня делает этот путь критическим с соответствующим увеличением продолжительности сооружения ВЛ.
Сокращение продолжительности сооружения ВЛ устанавливаемое на основе анализа работ критического пути показывает что оно может быть достигнуто за счёт лучшего оснащения машинами и механизмами и увеличения численности монтажников ведущих работы на ВЛ.
4 Технические и организационные меры по снижению негативных факторов
Расчёт заземляющего устройства анкерно-угловой ответвительной одноцепной свободностоящей опоры 110 кВ. 1119
Вдоль трассы линии электропередачи встречаются разнообразные грунты которые при проектировании заземляющих устройств целесообразно подразделить на несколько групп с общим для каждой группы средним значением удельного сопротивления.
В грунтах с удельным сопротивлением подножники борного железобетонного фундамента используются в качестве естественных землителей. К этой группе грунтов принадлежат чернозём глина суглинок и т.п.
Сопротивление растеканию естественных заземлителей при переменном токе определяется по формулам для вертикальных заземлителей с учетом некоторых особенностей состоящих в том что длину и диаметр сваи а также диаметр плиты подножника принимают по размерам арматурного каркаса который является сплошным телом. Защитный бетонный слой рассматриваемый как добавочное переходное сопротивление находящееся между арматурным каркасом и грунтом учитывается тем что арматурный каркас условно принимают находящимся в однородной среде с эквивалентным удельным сопротивлением .
В соответствующие формулы вводится коэффициент учитывающий что заземлитель представляет собой не сплошную металлическую поверхность а в действительности выполняется в виде сетки состоящей из близко расположенных друг к другу стальных стержней образующих арматурный каркас.
Рисунок 3.1 – Сборный железобетонный фундамент
Определяется сопротивление фундамента:
где - коэффициент использования.
Сопротивление подножника с учетом увеличения сопротивления при высыхании грунта:
Сопротивление четырех подножников и всей опоры:
Расположение фундаментов приведено на рисунке 3.2.
Рис. 3.2 – Схема расположения фундаментов
Полученная величина сопротивления заземляющего устройства опоры соответствует требованиям: при q = (1025102) Омм до 15 Ом.
Рассчитаем сопротивление заземлителей при импульсных токах.
В расчетах условно принимаем величину импульсного тока 80 кА. Через каждый подножник при этом будет стекать ток 804=20 кА при этом токе импульсный коэффициент .
Сопротивление подножника при импульсном токе
Сопротивление четырех подножников:
Степень отрицательного воздействия электрического поля промышленной частоты на организм человека можно оценить по количеству получаемой телом человека энергии электрического поля по току проходящему по телу человека в землю и наконец по напряженности поля в месте где находится человек.
Гигиенические нормы времени пребывания человека в электрическом поле воздушной линии высокого напряжения промышленной частоты установлены действующими правилами в зависимости от напряженности поля в зоне нахождения человека т.е. на рабочем месте (таблица 3.2)
Нормы времени пребывания человека в электрическом поле
Напряженность электрического
Допустимое время пребывания
Эти нормы обязательны для персонала обслуживающего воздушную линию.
Обозначим для анализа:
- зеркальные изображения фаз;
- кратчайшие расстояния от точки Р до фаз линий;
- кратчайшие расстояния от точки Р до зеркальных изображений фаз.
Определим напряженность электрического поля на высоте м от земли. Расстояние между проводами м; фазы выполнены проводом марки АС- 150 радиусом м. Высота подвеса провода над землей м.
Предварительно определим емкость фазы относительно земли на единицу длины фазного провода:
где Фм – электрическая постоянная.
Теперь находим напряженность поля в интересующих точках. При этом поскольку напряженность поля требуется определить в середине пролета высоту Н примем равную габариту линии т.е.
Сначала вычислим напряженность Е в точке Т на высоте 18 м от земли (рисунок 3.3). Точка Т находится под фазой В.
Рис. 3.3 – Расчетная схема для определения напряженности
Коэффициенты К для точки Т будут равны:
Отрезки m и n являются гипотенузами соответствующих прямоугольных треугольников (рисунок 5.3.) определяются в метрах следующими уравнениями:
Результаты расчета распределения напряженности электрического поля приведены на рисунке 3.4.
Рис. 3.4 – Распределение напряженности электрического поля
5 Пожарная безопасность и защита населения в чрезвычайных ситуациях
Пожарная опасность электроустановок обусловлена наличием в применяемом электрооборудовании горючих изоляционных материалов. Горючей является изоляция обмоток электрических машин трансформаторов различных электромагнитов и кабелей. Выделяемая изолированными проводниками теплота при прохождении по ним электрического тока вызывает повышение температуры. В случае значительных перегрузок проводников и особенно при прохождении токов КЗ температура изоляции возрастает на столько что материал разлагается с выделением горючих паров и газов что и бывает обычно причиной возгорания. Наибольшую пожарную опасность представляют маслонаполненные аппараты – трансформаторы баковые выключатели высокого напряжения а также кабели с бумажной изоляцией. 2
Учитывая пожарную опасность электроустановок устанавливают ряд специальных требований к электрооборудованию при проектировании и монтаже. В процессе эксплуатации электроустановок необходимо также соблюдать меры предусмотренные ПТЭ с учётом пожарной безопасности.
В системах электроснабжения промышленных предприятий городов и сельского хозяйства к пожароопасным следует отнести следующие помещения и установки:
а) закрытые распределительные устройства подстанций содержащие маслонаполненные аппараты с минеральным маслом в количестве более 60 кг в единице электрооборудования камеры трансформаторов с масляным охлаждением кабельные помещения;
б) помещения по окраске изделий мазутные насосные по перекачиванию нефтепродуктов;
в) закрытые склады для котельных.
Горючими веществами и материалами в электроустановках являются в основном органические материалы – бумага пряжа ткани резина пластмассы и др. Горение их обычно сопровождается значительным выделением дыма и газов.
Если горящая электроустановка почему-либо не отключена и находится под напряжением то тушение её представляет дополнительную опасность поражения персонала электрическим током. Поэтому как правило приступать к тушению пожара электроустановки можно только после снятия с неё напряжения. Если почему-либо напряжение снять быстро невозможно а пожар быстро развивается то допускается тушение пожара электрооборудования находящегося под напряжением но с соблюдением особых мер безопасности. Для тушения пожара электрооборудования можно использовать воду (распылённую или прерывистой струёй) воздушно-механическую пену инертный газ порошки и другие огнегасительные средства (закрывание очага горения сухим песком и др.).
Для лучшей постановки дела пожарной безопасности на предприятиях организуются пожарно-технические комиссии возглавляемые главным инженером. Пожарно-техническая комиссия разрабатывает мероприятия по обеспечению пожарной безопасности на объектах своего предприятия в своей работе привлекает рабочих и специалистов предприятия. За пожарной безопасностью осуществляется надзор государственной противопожарной службой РФ.
Гражданская оборона России – составная часть общегосударственных оборонных мероприятий проводимых в мирное и военное время в целях защиты населения от оружия массового поражения и других современных средств на падения противника а также спасательных и неотложных аварийно-восстановительных работ в очагах поражения и зонах катастроф.
Одна из главных задач гражданской обороны – защита населения от оружия массового поражения. Объём и характер защитных мероприятий определяются особенностями отдельных объектов и районов а также вероятной обстановки которая может сложиться в результате применения противником ядерного химического бактериологического оружия и других средств поражения.
Планируются и проводятся в комплексе три основных способа защиты:
- укрытие населения в защитных сооружениях;
- рассредоточение в загородной зоне рабочих и служащих предприятий учреждений и организаций продолжающих свою деятельность в городах а также эвакуация из этих городов населения;
- использование населением средств индивидуальной защиты.
Помимо этого организуется и проводится всеобщеобязательное обучение населения способам защиты. Предусматриваются оповещение по сигналам гражданской обороны защита продовольствия водозаборов на подземных источниках воды от заражения радиоактивными отравляющими веществами и бактериальными средствами радиационная химическая и бактериологическая разведка установление режимов защиты рабочих служащих и производственной деятельности объекта а также дозиметрический и лабораторный (химический и бактериологический) контроль.
Планируются профилактические противопожарные противоэпидемические и санитарно-гигиенические мероприятия спасательные и неотложные аварийно-восстановительные работы (СНАВР) в очагах поражения санитарная обработка людей обеззараживание техники одежды обуви территорий и сооружений.
При воздействии ураганного ветра на воздушную линию электропередачи могут возникать аварийные ситуации связанные с падением опор. Это приводит к массовому отключению потребителей электроэнергии нарушению работы энергетической системы и значит к ущербу. Поэтому необходимо проводить расчёт устойчивости опор воздушных линий к воздействию ураганных ветров и в случае необходимости принимать меры по укреплению или замене опор.
Расчёт проводим для одностоечной железобетонной опоры установленной в плотном суглинке. Стойка опоры высотой 21 м и диаметром 08 м. Глубина заложения в грунт 3м.
Под воздействием ураганного ветра стойка опоры может сломаться или произойдёт опрокидывание опоры. Для проверки устойчивости опоры рассчитываем предельную опрокидываемую силу и сравним её со скоростным напором ветра.
Сначала рассчитаем глубину грунта до которой наблюдается пластическая деформация:
где - диаметр опоры =08 м;
- модуль деформации грунта Нм2;
- тангенс предельно допустимого угла наклона опоры =001;
- эквивалентная высота опоры равная отношению:
- эквивалентная глубина равная отношению:
где - глубина заложения опоры;
- коэффициент определен по отношению для м и
- коэффициент равен соотношению
где - объемный вес грунта для суглинка Нм3
- функция для м и м ;
- коэффициент который равен соотношению:
где - сила сцепления грунта для плотного суглинка Нм3.
Определим предельную опрокидывающую силу:
где - коэффициент который равен:
Рассчитаем предельную силу под действием которой стойка опоры ломается.
Рассматривая опору как консольную балку жестко закрепленную в грунте определим максимальный изгибающий момент:
где - предельно допустимое напряжение на изгиб определено по 8 для
м3 – момент сопротивления железобетонной стойки.
Считая что сила прикладывается в центре стойки опоры на плече определяем:
Таким образом предельно допустимая сила при действии которой произойдет падение опоры составляет 1414769 Н.
Определим силу с которой будет действовать ветер при скорости напора :
Таким образом значительно превышает силу ветра при скорости ветра 32 мс. Следовательно опора может выдержать ветер даже с большими скоростями поэтому в ее замене или укреплении нет необходимости.
В третьей главе окончательно была дана экономическая оценка сооружению новой ВЛ и составлен сетевой график строительства. График показал что строительство возможно и укладывается в заявленные сроки.
Кроме того была рассмотрена пожарная и электро- безопасность которую необходимо соблюдать при работах по сооружению новой воздушной линии 110 кВ.
В ходе выполнения выпускной квалификационной работы разработан план реконструкции системы электроснабжения в зоне действия подстанции 1103510 кВ. При выполнении работы были выполнены все поставленные задачи:
)Произведен анализ существующей системы электрификации и схем электрических сетей;
)Произведен расчет токов коротких замыканий и выбрано оборудование для существующей сети;
)Спроектирована и экономически обоснована новая линия 10 кВ;
)Спроектирована сеть и выбраны основные коммутационные аппараты;
)Произведен выбор варианта построения новой ВЛ;
)Произведен механический расчет воздушной линии;
)Выполнен экономический расчет сетевого графика сооружения новой линии;
)В последней главе рассмотрены вопросы мероприятий по безопасности персонала молниезащита и заземление а также пожарной безопасности проекта реконструкции.
Таким образом все поставленные задачи проектирования при разработке ВКР выполнены.
Список использованных источников
Указать источники с полными выходными данными (издательство год издания и пр.)
Беляев А.В. Выбор аппаратуры защиты и кабелей в сетях 04 кВ А.В.Беляев. - Л.: Энергоатомиздат 1988. - 176 с.
Охрана труда: Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. – М.: ИНФРА - М 2004 - 263 с.
Экология Н.А. Уразаев А.А. Вакулин А.В. Никулин и др. – М.: Колос 2000. – 304 с.: ил. - (Учебники и учебные пособия для студентов высших учебных заведений).
ГОСТ Р 12.1.019-2009 “Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты”
Ящура А.И. Система технического обслуживания и ремонта общепромышленного оборудования - М.: НЦ ЭНАС 2006. – 359с.
Правила устройства электроустановок – М.: Энергоатомиздат 2000. –640с.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем Под ред. С.С.Рокотяна И.М.Шапиро – М.: Энергоатомиздат 1995. – 352 с.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 608 с.
Электротехнический справочник: В 3 т. Т.3 В 2 кн. Кн.1. Производство и распределение электрической энергии (Под общ ред профессоров МЭИ: И.Н.Орлова (гл ред) и др.) – М.: Энергоатоиздат 1988. – 800 с.
Крюков К.Н. Новгородцев Б.Н. Конструкции и механический расчёт линии электропередачи. Л.: Энергия 1979. – 310 с.
Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. Под ред И.А.Баумштейна С.А.Божанова – М.: Энергоатоиздат 1989. – 768 с.
Долин П.А. Основы техники безопасности в электроустановках.- М.: Энергоатомиздат 1984. – 448 с.
Блок В.М. Электрические сети и системы – М.: Высшая школа 1986.- 430с.
Магидин Ф.А. Сооружение линий электропередачи. – М.: Высшая школа 1987. – 264 с.
Долгов П.П. Савин И.М. Организация планирование и управление энергетическим предприятием. – Х.: Основа 1990. – 264 с.
Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок – М.: Издательство НЦ ЭНАС. - 2001.- 130с.
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: 2т.Под ред. А. А. Федорова. Т.2. Электрооборудование.- М.: Энергоатомиздат 1987.- 592с.
ГОСТ 13109-97 "Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения" – М.: Госстандарт России 1997.-40с.
МЭК 61024-1: 1990. Защита объектов от молнии. Часть 1. Общие принципы.
Справочник по проектированию электроснабженияПод ред. В.И. Круповича - М.: Энергия 1980.- 456с.
РД 34.51.101-90 Инструкции по проектированию изоляции электроустановок. М.: Союзтехэнерго 1990.- 49с.

Сетевой график.docx

Подготовительные работы
по монтажу анкерных опор
Вывоз промежуточных опор
Сборка железобетонных
Установка промежуточных
Сборка стальных анкерных
Установка анкерных опор

01 Аннотация.docx

Выпускная квалификационная работа на тему «Реконструкция подстанции «Новопокровкая» 1103510 кВ с проектированием участка распределительной сети 110 кВ» представлена пояснительной запиской на 100 страницах (включая 3 приложения) и графической частью на 5 листах форматов А1. При выполнении данного проекта было использовано 23 литературный источника.
В данной ВКР разработан план подстанции 1103510 кВ и спроектирован участок линии.
В основной части пояснительной записки проанализированы имеющиеся данные для проектирования рассчитаны силовые и осветительные нагрузки выбраны коммутационные аппараты рассчитаны тока корокого замыкания и спроектирована сеть 110 кВ.
Выполнен технико-экономический расчет предлагаемого проекта и рассмотрены вопросы безопасности молниезащиты заземления и экологичности проекта реконструкции.