• RU
  • icon На проверке: 3
Меню

Реконструкция электрической сети 0,4 кВ деревни Луки Кореличского района с разработкой автоматического ввода резерва" Минск 2018

  • Добавлен: 17.06.2019
  • Размер: 2 MB
  • Закачек: 5
Узнать, как скачать этот материал

Описание

В данном дипломном проекте производится реконструкция электрической сети 0,4 Кв деревни Луки Кореличского района с разработкой автоматического ввода резерва.Графическая часть содержит: генплан электросетей 0.4 кВ, схема ТП 10-0.4 кВ, Принципиальная схема АВР, Схема электросетей 10-0.4 кВ, Схема УЗ ВЛИ, Схема ЩУЭ, схема расположения оборудования ТП, ТЭО.

Состав проекта

icon
icon Содержание (6-7 листы).doc
icon 3 СХЕМА ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ АВР.vsd
icon 8 ТЭО.vsd
icon 7 Оборудование.vsd
icon 6 СХЕМА УСТАНОВКИ ЩУЭ.vsd
icon 5 СХЕМА УЗ ВЛИ.vsd
icon 4 СХЕМА ТП new.vsd
icon 2 СХЕМА ЭЛЕКТРОСЕТЕЙ 10 и 0.4 new.vsd
icon 1 Генплан.vsd
icon Ведомость (2лист).doc
icon Реферат.doc
icon ПЗ.doc
icon Задание (листы 3-4).docx

Дополнительная информация

Контент чертежей

icon Содержание (6-7 листы).doc

Ведомость комплекта проектной документации ..2
Задание на проектирование 3
1Характеристика объекта проектирования ..10
2 Схема электроснабжения потребителей к сельской местности 12
3 Основные требования предъявляемые к системам электроснабжения.16
4 Основные направления повышения энергоэффективности и энергобезопасности . 18
5 Необходимость реконструкции электрических сетей 19
Общая электротехническая часть .21
1 Расчёт электрических нагрузок населенного пункта 21
2 Определение допустимых потерь напряжения в сети 04 кВ ..25
3 Выбор места расположения и количества подстанций 10 04 кВ выбор типа и мощности силовых трансформаторов 27
4 Электрический расчет сети 04 кВ 30
5 Электрический расчет сети 10 кВ .40
6 Определение потерь электроэнергии .44
7 Конструктивное выполнение линий 10 и 04 кВ трансформаторных подстанций 1004 кв 46
8 Расчет токов короткого замыкания 47
9 Выбор аппаратуры защиты подстанции.. ..51
10 Защита от перенапряжений и заземление . ..54
Специальная часть. Разработка схемы АВР ТП 1004 кВ .57
1 Основные показатели надежности электроснабжения 57
2 Технические решения по обеспечению уровней надежности в сельских электрических сетях 10 и 04 кВ 61
3Описание схемы АВР 62
1 Анализ состояния охраны труда РЭС Червенского района 68
2 Разработка мер безопасности при эксплуатации и монтаже электрооборудования трансформаторной подстанции 1004 кВ 74
3 Обеспечение пожарной безопасности при работе в РЭС Червенского района 81
Экономическая часть .84
1 Сущность и актуальность разработки 84
2 Выбор вариантов технических решений ..84
3 Натуральные технико–экономические показатели .85
4 Расчет капиталовложений .87
5 Расчет ежегодных эксплуатационных издержек .. 88
6 Себестоимость передачи электроэнергии . 90
7 Определение ущерба от перерывов в электроснабжении 91
8 Показатели экономической эффективности проекта . ..91
Список используемой литературы 95

icon Ведомость (2лист).doc

Пояснительная записка
Генплан с сетями 04 кВ и ТП1004 кВ после реконструкции
Схема электросетей 1004 кВ
Схема принципиальная электрическая АВР
Схема принципиальная электрическая ТП 1004 кВ
Схема установки ЩУЭ на железобетонной опоре
Конструктивное исполнение ТП 1004 кВ план расположения оборудования
Технико-экономические показатели
Реконструкция электрической сети 04 кВ деревни Луки Червенского района с разработкой автоматического ввода резерва
Ведомость комплекта
проектной документации

icon Реферат.doc

Дипломный проект выполнен в объеме: расчетно-пояснительная записка на 96 страницах таблиц – 12 рисунков – 2.
графическая часть на 8 листах формата А1;
Ключевые слова: электрооборудование электросети автоматизация автоматический ввод резерва трансформаторная подстанция электробезопасность экономическая эффективность.
В ходе разработки дипломного проекта произведена реконструкция электроснабжения д. Луки Червенского района. Рассмотрены вопросы выбора силового электрооборудования произведены расчеты сетей 04 и 10 кВ обоснованы причины реконструкции деревни.
Специальная часть проекта посвящена вводу на трансформаторную подстанцию установки АВР для увеличения надежности работы системы.
Также в проекте рассмотрены вопросы безопасности жизнедеятельности и произведен расчет экономической эффективности ввода в эксплуатацию установки АВР.

icon ПЗ.doc

Электроэнергетика - есть производство электрической энергии ее транспорта и реализации за счет электрификации производственных процессов и развития бытовых потребителей. Неотъемлемой частью электрификации в деревни является сельское хозяйство.
Как промышленная так и современная бытовая аппаратура требует высокого качества напряжения даже при пиковых нагрузках и стихийных явлениях.
Производитель электроэнергии (энергосистема) заинтересованы в рентабельности своего производства т.е. в разумной дешевизне электроэнергии. Что позволяет быть продукции доступной и обеспечивает больший сбыт.
Современное сельскохозяйственное производство и сельский быт немыслимы без электрификации. Обогрев и вентиляция водоснабжение приготовление и раздача корма уборка навоза электрификация строительных работ освещение и обогрев жилых помещений - это далеко не полный перечень использования электроэнергии. В связи с этим возросли требования к надежности электроснабжения сельскохозяйственных объектов к качеству электрической энергии к ее экономному использованию и рациональному расходованию материальных ресурсов при сооружении систем электроснабжения.
Сельскохозяйственные объекты отличаются исключительным разнообразием условий в которых приходится работать электрооборудованию. Срок его службы эффективность и безопасность эксплуатации в значительной мере зависят от грамотного выбора конструкции способа монтажа и умелого использования. Отсюда - повышение роли инженеров - электриков в хозяйствах.
Сельское население в быту применяет различные электрические приборы. К приборам облегчающим домашний труд сокращающим затраты времени на него и создающим условия удобства и комфорта относятся нагревательные устройства (электроплиты и электроплитки электрокипятильники и электроводонагреватели электрочайники и электрокастрюли электрорадиаторы электрокамины и электроотражатели электроутюги) электрические холодильники стиральные машины электрические пылесосы и т.п.
В быт сельских тружеников начинают входить такие современные бытовые приборы как электрокондиционеры индукционные печи ионизаторы воздуха ультрафиолетовые облучатели и некоторые другие.
Рентабельность в транспорте электроэнергии основывается на следующих моментах:
) обслуживание передаточных устройств высококвалифицированным персоналом;
) надежность в поставке продукции (надежность схем электроснабжения);
) сокращение потерь на транспорт.
Сокращение потерь на транспорт электроэнергии заключается в следующем:
) обоснованная дешевизна передаточных устройств не исключающая надежности;
) максимальная по времени длительность эксплуатации электрических сетей;
) максимальная загрузка передаточных устройств по экономической плотности тока;
) сокращение издержек на ремонт и эксплуатацию.
Актуальность данной темы заключается в необходимости реконструкции которая связана с невыполнением требований предъявляемым к качеству электроэнергии а также ростом нагрузок жилого сектора.
Целью дипломного проекта является реконструкция электрической сети 04 Кв деревни Луки Кореличского района с разработкой автоматического ввода резерва.
Исходя из цели дипломного проекта определим задачи:
- обозначить объект проектирования;
- охарактеризовать состояние существующей электрической сети;
- обосновать необходимость реконструкции;
- произвести необходимые расчеты;
- предоставить технико-экономическое обоснование проекта;
- рассмотреть мероприятия по обеспечению охраны труда.
1 Характеристика объекта проектирования
В отличие от городов особенности электроснабжения в сельской местности заключается в охвате электрическими сетями большой территории с малыми плотностями электрических нагрузок составляющими 1-15 кВткм. Вместе с тем ряд сельских потребителей предъявляет повышенные требования к надежности электроснабжения.
Район электрических сетей (РЭС) является производственным структурным подразделением электрических сетей. РЭС осуществляет ремонтно-эксплуатационное и оперативное обслуживание распределительных электросетей в закрепленной зоне.
Электрические сети Луки-Агро состоят из линий электропередачи напряжением 35 или 10 кВ трансформаторных подстанций с напряжениями 3510 линий электропередачи напряжением 10 кВ потребительских трансформаторных подстанций 1004 кВ и линий напряжением 04023 кВ.
В состав потребителей входят жилые дома различной этажности со встроенными либо пристроенными помещениями предприятий или учреждения общественного назначения магазины аптека предприятия бытового обслуживания школа детский сад больница баня дом молитв почта и т.д.
Постепенный естественный физический износ оборудования конструкций материалов в электрических сетях приводит к снижению надежности электроснабжения а увеличение подключенных к сети нагрузок - к снижению качества электроэнергии и повышению потерь электроэнергии. Уровень автоматизации объектов сети оказывается недостаточным. Поэтому возникает необходимость реконструкции сети.
Следовательно по мере роста плотности сельскохозяйственных нагрузок система напряжений 1101004 кВ должна получить преимущественное развитие этим обусловлена необходимость реконструкци.
При реконструкции сети предусматривается изменение ее электрических параметров установка дополнительного оборудования для повышения надежности электроснабжения качества электроэнергии и пропускной способности.
Выделим главные факторы которые привели к реконструкции электросетей д. Луки Кореличского района:
Устаревшее оборудование. Электросети данного населенного пункта были введены в эксплуатацию более 30 лет назад.
Рост нагрузки. За счет роста населения и строительства новых частных домов и промышленных объектов в несколько раз выросла нагрузка на установленный трансформатор.
В ходе реконструкции линий электропередачи планируется замена линий электропередачи напряжением 04 кВ.
2 Разработка вариантов реконструкции электрических сетей
При реконструкции и техническом перевооружении распределительных сетей (РС) предусматривается:
- повышение надежности электроснабжения потребителей и повышение качества электрической энергии;
- снижение потерь электроэнергии в элементах сети;
- адаптация сетей к проведению ремонтных работ под напряжением и применение электротехнического оборудования требующего минимальных затрат и времени на обслуживание;
- совершенствование мероприятий по точному определению места повреждения в линии и следовательно уменьшения времени восстановления поврежденного участка и ущерба у потребителя из-за перерывов в электроснабжении;
- увеличение продолжительности межремонтного эксплуатационного периода с сохранением надежности электроснабжения;
- повышение электрической и экологической безопасности.
Электрические сети при их развитии (новом строительстве расширении реконструкции и техническом перевооружении) должны обеспечивать нормированное качество электрической энергии у потребителей в том числе в результате:
- строительства новых разукрупняющих подстанций 11010 кВ и 1103510 кВ;
- сокращения радиусов электрических линий;
- применения автоматических регуляторов напряжения (РПН) вольтодобавочных трансформаторов конденсаторных установок для компенсации реактивной мощности у потребителей и в распределительной электрической сети;
- выравнивания электрических нагрузок путем перехода от однофазно-трехфазной системы к 3-фазной и т.д.
Распределительные электрические сети при их развитии должны обеспечить нормативный уровень надежности электроснабжения (согласованный с потребителями). Это достигается в результате:
- разработки схем перспективного развития сетей;
- применения нового электрооборудования; новых конструкций проводов и силовых кабелей линейной арматуры соединительных муфт новых типов изоляторов и других новых элементов;
- применения усовершенствованных конструкций распределительного устройства (РУ) распределительных трансформаторных подстанций (РТП) и распределительных пунктов (РП) 10-20 кВ ТП 10-2004 кВ при минимальных потребностях в техническом обслуживании;
- оснащения РС средствами связи телеизмерения телесигнализации и телеуправления;
- применения новых устройств релейной защиты в том числе устройств обнаружения мест повреждения;
- применения секционирующих пунктов на базе вакуумных выключателей пунктов автоматического ввода резервного питания (АВР) и автоматического повторного питания (АПВ);
- применение более высокого уровня изоляционных материалов в сетях 6-20 кВ;
- перевод электрических сетей 10-35 кВ на режим заземления нейтрали через активное сопротивление;
- техническое обслуживание и ремонт сетей 04-35 кВ под напряжением.
3 Сельское электроснабжение
Основной системой напряжений в электрических сетях сельскохозяйственного назначения является система 110351004 кВ с подсистемами напряжений 1101004 кВ и 351004 кВ.
Надежность работы сельской электрической сети в большой степени зависит от ее схемы так как именно она определяет возможности резервирования а также эффективность устанавливаемых в сети коммутационных аппаратов средств автоматики сбора фиксации и передачи информации о месте повреждения. Основное требование к схеме — обеспечение максимальной степени резервирования при минимальной общей длине линий и при минимальном количестве резервных связей и оборудования.
Дополнительное требование к схеме сети 35-110 кВ получающей все большее развитие в связи с приближением этого напряжения к сельскохозяйственным потребителям – создание (осуществление) резервирования любого потребителя (трансформаторная подстанция 1004 кВ) от независимого источника питания.
В некоторых районах нашей страны применяют двухступенчатую систему распределения 1103504 1102004 и 1101004 кВ. При такой трансформации на 30% снижается потребность в трансформаторной мощности значительно сокращаются потери энергии и улучшается качество напряжения у потребителя. Из расчетов следует что более половины общих затрат на электроснабжение сельскохозяйственных потребителей составляют затраты на распределительные линии 10 и 04 кВ. Поэтому по экономическим соображениям эти линии как правило сооружают воздушными у которых 70-80% стоимости составляет стоимость строительной части. Эффективными путями снижения затрат на электроснабжение являются сокращение протяженности распределительных линий усовершенствование методов механического расчета проводов и опор применение новых проводниковых и стройматериалов.
Основным направлением развития электрических сетей сельскохозяйственного назначения должно быть преимущественное развитие сетей напряжением 35 110 кВ.
Сокращение протяженности распределительных сетей обусловило формирование их как разветвленных радиальных.
Одним из эффективнейших способов повышения надежности работы радиальных линий напряжением 10кВ является автоматическое секционирование состоящее в делении линии на несколько участков с помощью коммутационных аппаратов работающих автоматически. Пункты секционирования устанавливаются как на магистрали (последовательное секционирование) так и в начале ответвлений (параллельное секционирование). Эффект от автоматического секционирования получается за счет того что при коротком замыкании (к. з.) за пунктом секционирования сохраняется питание остальных потребителей присоединенных до секционирующего пункта. Особенно эффективным оказывается секционирование с сетевым резервированием когда участок линии лишившийся основного питания получает электроснабжение от другой неповрежденной линии. При этом более чем в 2 раза сокращаются перерывы в электроснабжении потребителей.
В связи с возрастающими требованиями по надежности электроснабжения в последние годы широко применяются кольцевание сетей 10 кВ и двухстороннее питание подстанций 35 и 110 кВ.
Как известно одной из главных задач сельской электрификации является обеспечение надежного электроснабжения потребителей при минимальных расходах на сооружение и обслуживание сетей (при максимальной экономичности их работы).
Одним из показателей надежности является недоотпуск электроэнергии:
гдеN – количество повреждений;
Т– длительность отключения;
Р– величина отключенной нагрузки.
Соответственно и повышение надежности осуществляется путем снижения величиныN(повышение надежности элементов проведение предупредительного обслуживания и т. п.) снижения величины Р (резервирование) и снижения Т (противоаварийная автоматика средства определения мест повреждений и т. п.).
Повышение надежности по этим направлениям осуществляется проведением многочисленных мероприятий как технических (например автоматизация) так и организационных (например оптимизация сроков проведения капремонтов). Мероприятия отличаются по значимости затратам величине и виду эффекта. Кроме того они существенно взаимовлияют по эффекту: проведение одного мероприятия может снижать или усиливать эффект другого.
Необходимость учета указанных взаимосвязей и взаимовлияния мероприятий по эффекту выдвигает в качестве первоочередной задачи выбор наиболее целесообразного комплекса мероприятий и очередности их проведения обеспечивающих максимальный эффект от затрат выделяемых для повышения надежности.
Основные требования предъявляемые к системам электроснабжения
Требования предъявляемые к системе электроснабжения предприятий в основном зависят от характера электрических нагрузок особенностей технологии производства климатических условий загрязненности окружающей среды и других факторов.
Экономичность систем электроснабжения
Система электроснабжения удовлетворяет требованиям экономичности если затраты на ее создание эксплуатацию и развитие должны быть минимальны или минимальный срок окупаемости.
Технико-экономические расчеты (ТЭР) выполняется по предприятию в целом так как основные доходы поступают от реализации продукции основного производства.
При выполнении учебных проектов экономические расчеты при проектировании СЭС предприятия ограничиваются сравнением технических решений. При сравнении вариантов необходимо чтобы они были технически равноценны и экономически сопоставимы.
При равенстве показателей вариантов или незначительной разнице (5-10 %) следует отдавать предпочтение тому варианту у которого лучше качественные показатели который более перспективен с точки зрения развития предприятия (например с более гибкой и удобной в эксплуатации схемой новейшим оборудованием и т.п.).
Надежность электроснабжения потребителей
Надежность любой системы – это ее свойство выполнять заданные функции в заданном объеме и требуемого качества при определенных условиях функционирования. Применительно к СЭС одной из основных функций является бесперебойное снабжение потребителей электроэнергией в необходимом количестве и установленного качества. Надежность является сложным комплексным свойством и в зависимости от назначения объекта и условий функционирования может включать ряд единичных свойств (отдельно или в сочетании) основными из которых являются: сохраняемость долговечность безотказность ремонтопригодность режимная управляемость устойчивость и живучесть.
Для характеристики надежности объектов энергетики определяются основные показатели надежности: параметр потока отказов время восстановления и вспомогательные – частота ремонтов и их продолжительность. Показатели надежности определяются для узла нагрузки главной схемы СЭС с учетом режима работы СЭС (нормальный аварийный послеаварийный).
Для определения оптимального уровня надежности электроснабжения потребителей необходимо знать величину ожидаемого годового ущерба при перерывах электроснабжения который определяется особенностями технологического процесса с учетом частоты и длительности перерывов электроснабжения.
Основные способы повышения надежности СЭС:
- повышение надежности источников питания;
- повышение надежности отдельных элементов СЭС;
- уменьшение числа последовательно включенных элементов в СЭС;
- усовершенствование релейной защиты и автоматики СЭС;
- совершенствование системы технического обслуживания и ремонта электроустановок;
- повышение квалификации обслуживающего персонала.
Таким образом повышение надежности СЭС является комплексной задачей которая может быть решена на основе технологического и экономического анализа режимов СЭС условий ее функционирования.
ОБЩАЯ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1 Расчет электрических нагрузок
Для расчета электрических нагрузок необходимо представить план населенного пункта Луки Кореличского района который сведем на чертеж 1 графической части. Для определения электрических нагрузок в соответствии с планом необходимо выделить количество объектов потребляющих электрическую энергию. Произведем группировку коммунально-бытовых потребителей с присвоением нумерации группам.
Согласно плану основной массой потребителей будут выступать жилые дома в количества 93 домов.
Также в населенном пункте имеется ряд коммунально-бытовых и производственных потребителей данные по которым сведены в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 - Коммунально-бытовые и производственные потребители
Мельница с жерновым поставом 64
Бригадный дом на 100 мест
Дом животноводов на 12 18 мест
Столовая на 35 50 мест
Котельная с котлами КВ-30М
Нагрузку на вводе в жилой дом определяем по номограмме исходя из существующего годового потребления электроэнергии на седьмой расчётный год. При годовом потреблении 1500 кВтчдом расчетная нагрузка на вводе составляет 28 кВтдом.
Определим расчетную нагрузку уличного освещения
где - удельная мощность зависящая от ширины улицы и вида покрытия Втм;
Для улиц с асфальтобетонным и переходным типом покрытия и шириной проезжей части 5 7 м .
Длина улиц деревни Луки по генплану составляет 1744 м.
Так как в населенном пункте есть площадь 1300 м2 то определим расчетную нагрузку уличного освещения этой площади по формуле:
Суммарная нагрузка наружного освещения населенного пункта:
Определяем суммарную расчетную активную нагрузку всего населенного пункта. Для этого делим все потребители по соизмеримой мощности на группы и определяем расчетную нагрузку каждой группы.
(2.3)Первая группа: жилые дома (93 дома).
Расчетная нагрузка для дневного максимума:
где - коэффициент одновременности определяется в зависимости от количества и типа потребителей;
- количество жилых домов;
- коэффициент дневного максимума. Для производственных потребителей для бытовых потребителей (дома без электроплит) .
Расчетная нагрузка для вечернего максимума:
где - коэффициент вечернего максимума. Для производственных потребителей для бытовых потребителей (дома без электроплит) .
Вторая группа (производственные потребители): плотницкая мельница крупорушка.
Коэффициент одновременности для трех производственных потребителей
Третья группа (коммунальные потребители): Бригадный дом с залом на 100 мест дом животноводов на 12 18 мест столовая на 35 50 мест участковая ветеринарная лечебница баня на 5 мест.
Коэффициент одновременности для третьей группы принят
Суммируя расчетные нагрузки всех трех групп получим расчетную нагрузку на шинах ТП без учета наружного освещения:
где - большая из нагрузок кВт;
- добавка соответствующая меньшей нагрузке.
Расчетная мощность ТП определяется по вечернему максимуму нагрузки так как он больший.
С учетом наружного освещения расчетная мощность ТП:
Таблица 2.2 - Электрические нагрузки производственных общественных и коммунально-бытовых потребителей.
Наименование объекта
Мельница с жерновым составом 64
Бригадный дом с залом на 100 мест
Определяем средневзвешенный коэффициент мощности.
Средневзвешенный определяется из следующего выражения:
Для жилых домов . Определяем коэффициент мощности отдельных потребителей:
Определяем полную расчетную нагрузку на шинах ТП для дневного и вечернего максимумов:
2 Определение допустимых потерь напряжения и оптимальных надбавок трансформатора
Исходными данными для расчета электрических сетей являются допустимые нормы отклонения напряжения. Для сельскохозяйственных потребителей при нагрузке 100% оно не должно выходить за пределы -5% а при нагрузке 25% за пределы +5% от номинального.
Допустимые потери напряжения в линиях 10 кВ и 0.4 кВ определяются путем составления таблиц отклонения напряжения. Как правило при составлении таблиц рассматривают ближайшую и удаленную трансформаторные подстанции в режиме максимальной (100%) и минимально (25%) нагрузки. В нашем случае следует определить потери напряжения и надбавку для проектируемой ТП.
Определяем допустимые потери напряжения и надбавку трансформатора.
Определяем отклонение напряжения:
где - отклонение напряжения при 100% и 25% нагрузке %;
- потеря напряжения при 100% и 25% нагрузке %;
- надбавки при 100% и 25% нагрузке %.
Для нашего случая имеем отклонение напряжения у потребителя:
где - отклонение напряжения у потребителя %;
- отклонение напряжения на шинах 10 кВ %;
- падение напряжения в линии 10кВ %;
- надбавка трансформатора 1004 кВ %;
- падение напряжения в трансформаторе 1004 кВ %;
- падение напряжения в линии 04 кВ (складывается из падений во внешних и внутренних сетях) %.
Таблица 2.3 - Отклонения и потери напряжения
Шины питающей подстанции
Трансформатор 1004 кВ:
-потери во внутренних сетях
-потери во внешних сетях
3 Определение количества и места установки ТП1004 кВ выбор типа и мощности силовых трансформаторов
Определяем число трансформаторных подстанций для населенного пункта Луки Кореличского района. Так как наш поселок не является протяженным имеющим равномерно распределенную нагрузку то приближенное число ТП можно определить по следующей формуле:
где F - площадь населенного пункта км2; по генплану F=0418 км2;
- допустимая потеря напряжения в сети напряжением 04 кВ.
Принимаем одну трансформаторную подстанцию.
Определяем мощность трансформатора по полной расчетной нагрузке. Принимаем S=100 кВА.
Принимаем трансформаторы типа ТМ-100-1004 с параметрами:
Рх=033 кВт Рк=197 кВт Uкз=45%.
На плане населенного пункта намечаем трассы ВЛ 400230 В. Разбиваем их на участки длиной не более 100 м группируем однородные потребители и присваиваем им номера.
Для определения места расположения ТП на план населенного пункта наносим оси координат и определяем координаты нагрузок групп жилых домов и отдельных потребителей.
Расчетная нагрузка группы из четырех жилых домов:
Расчетная нагрузка группы из пяти жилых домов:
Расчетная нагрузка группы из шести жилых домов:
Результаты расчетов сводим в таблицу 2.4.
Таблица 2.4 - Результаты расчета нагрузок отдельных потребителей и однородных групп и их координаты
Наименование потребителей
Координаты нагрузок м
Коэффициенты мощности
Продолжение таблицы 2.4
Определяем центр нагрузок:
где - координаты центра нагрузки групп м;
- расчетная нагрузка потребителей или их групп кВт.
Так как нагрузки вечернего максимума большие расчет координат подстанции ведем по вечернему максимуму.
Площадку под строительство ТП выбираем на незаселенной местности с координатами Х=306 м У=317 м.
Площадку для строительства ТП выбираем на незаселенной местности не затопляемой паводковыми водами в центре электрических нагрузок или вблизи от него по возможности близко от автодороги. Площадка должна иметь по возможности инженерно-геологические условия допускающие строительство без устройства дорогостоящих заземлений и фундаментов под оборудование и не вызывать большого объема планировочных работ.
4 Конструктивное выполнение линий 0.4 кВ
В качестве электрических распределительных 04 кВ сетей используются воздушные линии (ВЛ). Конфигурация ВЛ разрабатывается в соответствии с планом населенного пункта и района электроснабжения на принципах кратчайшей сети и равномерности нагрузки по линиям. Количество отходящих от ТП линий - 3. Расчетная схема электрической сети 04 кВ приведена на листе 2 графического материала.
На расчетной схеме указываем:
- источник питания (ТП);
- расстояние между узлами м;
- расчетную нагрузку потребителей (дневную и вечернюю).
5 Электрический расчет сети 04 кВ выбор и проверка сечений проводов
Определим нагрузки на участках низковольтной линии пользуясь расчетной схемой сети. Для этого производим суммирование расчетных нагрузок отдельных потребителей и групп.
Нагрузку однородных потребителей определяем по формуле (2.3) а если нагрузка смешанная - по формуле (2.6).
Произведем расчет первого фидера.
Активная нагрузка для:
- дневного максимума:
- вечернего максимума:
Коэффициент мощности на участке для:
Полная нагрузка для:
Так как нагрузки однородные и не отличаются по величине более чем в 4 раза то суммирование производим с учетом коэффициента одновременности.
Суммирование нагрузок на участках 5-6 и ТП-6 проведем табличным методом так как нагрузки неоднородные и отличаются более чем в 4 раза.
Таблица 2.5 - Расчетная нагрузка на участках линии 400230 В
Номера расчетных участков
Коэффициент мощности на участке
Коэффициент одновременности
Расчетную нагрузку уличного освещения на участках линии напряжением 400230 В определяем по формуле (2.1). Результаты расчетов занесем в таблицу 7.1.
Уточним суммарную нагрузку на шинах ТП. Она получается путем суммирования расчетных нагрузок отходящих от ТП линий.
Так как расчетная нагрузка в вечерний максимум выше то расчет мощности ТП ведем по вечернему максимуму.
Активная нагрузка ТП с учетом уличного освещения:
Определим значение коэффициента мощности ТП:
Определяем полную расчетную мощность ТП:
Производим выбор сечения проводов линии 04 кВ. Предусматриваем исполнение сетей 04 кВ самонесущим изолированным проводом марки СИП4И так как подобные проводники являются наиболее перспективными.
Самонесущий изолированный провод марки СИП4И прокладываем по воздуху на опорах типа П1. Расчет сечений проводов производим по длительно-допустимому току но прежде определим допустимые потери напряжения и оптимальные надбавки трансформатора. В сельских сетях напряжение на зажимах токоприемников не должно повышаться больше чем на 65% от номинального напряжения сети. Расчетный ток на участке сети от трансформаторной подстанции до комплекса определим по формуле:
где Р – активная мощность нагрузки Вт;
– линейное напряжение сети В;
- коэффициент мощности нагрузки.
Средневзвешенный коэффициент мощности определили при подсчете расчетной нагрузке на вводе здания коровника.
Расчетный ток сравниваем с длительно допустимым током IДОП:
Длительно допустимые токовые нагрузки на провода и кабели даны в таблицах [14 Прил. 10]. Значения их приводятся в зависимости от определенных условий если условия изменяются то необходимо вводить поправочные коэффициенты.
Выбранный проводник в этом случае должен удовлетворять условию:
где КПОПР – поправочный коэффициент на ток для кабелей в зависимости от температуры земли КПОПР=09.
Производим выбор сечения проводов на примере участка 5-6.
По таблицам нагрузок определяем сечение проводника. Выбираем стандартное сечение провода СИП-4и F=35мм2 с IДОП=110 А.
Проверку выбранного сечения провода производим по потере напряжения. Потерю напряжения найдем по формуле:
где Р – активная мощность нагрузки кВт;
F – сечение проводника мм2;
с – коэффициент учитывающий систему: трехпроводная двухпроводная с=46.
Следовательно сечение провода на участке 5-6 выбрано верно.
К установке принимаем самонесущий изолированный провод СИП4И с сечением 3х35+1х35+1x25мм2. Расчет внутриплощадочных сетей 04кВ к другим объектам производим аналогично выбранные сечения проводников показаны на листах 1 и 2 графической части проекта.
Аналогично определяем потери напряжения на остальных участках.
Потери напряжения от начала линии равны сумме потерь на последовательно соединенных участках. Полученные значения сравнивают с допустимой потерей напряжения.
В конце линии Л1 (участок ТП-1):
В конце линии Л2 (участок ТП-14):
В конце линии Л2 (участок ТП-7):
В конце линии Л3 (участок ТП-22):
В конце линии Л3 (участок 0-3):
В конце линии Л3 (участок 0-20):
Как видно из расчета отклонения напряжения у потребителей не выходят за пределы либо близки к допустимому пределу допускаемому по нормам (65%).
6 Электрический расчет сети 10 кВ
Пользуясь расчетной схемой высоковольтной сети представленной на листе 2 графического материала определяем максимальные нагрузки.
Расчетные нагрузки для линий 10 кВ определяем путем суммирования нагрузок подстанций 1004 кВ.
Определяем средневзвешенный коэффициент мощности по формуле (2.6).
Таблица 2.6 - Значения коэффициентов мощности населенных пунктов
Рассчитанные значения сводим в таблицу 2.7.
Таблица 2.7 - Расчетная нагрузка на участках линии 10кВ
Производим выбор сечения проводов линии 10 кВ. Определяем эквивалентную мощность на участках.
Аналогично определяем эквивалентную мощность на остальных участках.
В целях удобства монтажа и эксплуатации воздушной линии 10 кВ используем не более 3-4 сечений.
Выберем провода для участков линии.
Участок И-1. Выбираем провод СИП-3 на напряжение 10 кВ сечением F=3x50 мм2.
Аналогично предварительно выбираем сечения проводов для других участков.
Определяем потери напряжения на участках линии 10 кВ.
Аналогично рассчитываем потери напряжения на остальных участках линии.
Потери напряжения от начала линии равны сумме потерь на последовательно соединенных участках до самого удаленного потребителя от источника питания. В нашем случае удаленными точками являются точки 8 7 и 9.
Падение напряжения на участке И-8:
Падение напряжения на участке И-7:
Падение напряжения на участке И-9:
Как видно из расчета отклонения напряжения при 100%-й нагрузке у потребителей выходят за пределы допускаемые по нормам (5%). Поэтому на ряде участков лини заменяем провода так чтобы отклонения напряжения не выходили за пределы допускаемых. На участках И-1 заменяем используем провод СИП-3 с сечением 50 мм2 а на участке 1-2 с сечением 70 мм2.
7 Определение потерь энергии
Определяем потери энергии в сетях 04 кВ.
где - полная мощность на участке кВА;
- удельное электрическое сопротивление проводов Омкм;
- время максимальных потерь ч.
В зависимости от расчетной нагрузки на участках определяем число часов использования максимальной нагрузки.
Определяем время потерь для участков. Определяем потери энергии для участка 1-2:
Аналогично определяем потери энергии на остальных участках линии 04 кВ.
Далее определим потери энергии в линии 10 кВ. Расчеты ведем аналогично расчетам для линии 04 кВ.
Аналогично определяем потери энергии на остальных участках линии 10 кВ.
Определяем годовые потери электрической энергии в трансформаторах:
где - потери к.з. в трансформаторе кВт;
- потери холостого хода в трансформаторе кВт;
- максимальная полная нагрузка трансформатора кВА;
- номинальная мощность трансформатора кВА;
Определяем общие потери в ВЛ 10 кВ ВЛ 04 кВ и в трансформаторах:
8 Расчет токов короткого замыкания
Пользуясь схемами сетей 10 кВ и 04 кВ составляем расчетную схему токов короткого замыкания для самого удаленного участка населенного пункта Луки (ТП-1).
Рисунок 2.1 - Расчетная схема
На основании расчетной схемы составляем схему замещения на которой для каждого элемента указываем его сопротивление.
Рисунок 2.2 - Схема замещения
Расчет ведем в относительных единицах. Задаемся базисными значениями:
Определяем относительные базисные сопротивления.
Определяем сопротивление ВЛ 10 кВ:
где - удельное активное и индуктивное сопротивление линии Омкм;
- базисное напряжение кВ.
т.к. его величина очень мала
где - напряжение короткого замыкания трансформатора %;
- номинальная мощность трансформатора МВА.
Определяем сопротивление ВЛ 04 кВ:
Определяем результирующее сопротивление до точки К1.
Полное результирующее сопротивление:
Определяем результирующее сопротивление до точки К2.
Определяем результирующее сопротивление до точки К3.
Определяем базисные токи в точках короткого замыкания:
Определяем токи и мощность короткого замыкания в точках к.з.
Трехфазный ток короткого замыкания:
Двухфазный ток короткого замыкания:
Ударный ток короткого замыкания:
где - ударный коэффициент. При к.з. в сетях 10 и 04 кВ
Мощность трехфазного короткого замыкания:
Однофазный ток короткого замыкания определяем в именованных единицах:
где - полное сопротивление петли «фаза-ноль» Ом;
- сопротивление трансформатора току однофазного к.з. Ом.
9 Выбор оборудования ТП
Производим выбор оборудования ТП. Для обеспечения надежной работы электрические аппараты должны быть выбраны по условиям максимального рабочего режима и проверены по режиму токов короткого замыкания.
Составляем схему электрических соединений подстанции на которой указываем все основные электрические аппараты. Схема представлена на листе 3 графического материала.
В соответствии с ПУЭ электрические аппараты выбираются по следующим параметрам:
Выбор разъединителя.
Разъединитель выбираем по следующим условиям:
где - номинальное напряжение аппарата кВ;
- номинальное напряжение установки кВ.
где - номинальный ток разъединителя А;
- максимальный рабочий ток А
где - номинальная мощность трансформатора кВА;
- номинальное напряжение трансформатора кВ.
Проверяем на устойчивость при к.з.:
где - амплитудное значение предельного сквозного тока к.з. кА.
где - ток термической стойкости кА;
t - предельное время протекания тока с;
- действующее значение установившегося тока к.з. кА;
- фиктивное время протекания тока к.з с;
- выдержка времени защиты на питающей стороне линии 10 кВ принимаем для МТЗ ;
- собственное время отключения выключателя принимаем
Принимаем разъединитель марки РЕ19-41.
Выбор предохранителя.
Предохранитель выбираем по следующим условиям:
где - номинальное напряжение предохранителя кВ;
где - номинальный ток предохранителя А;
- по предельной отключающей мощности
Принимаем предохранитель марки ПК-10.
Выбор автоматического выключателя.
Выбираем автоматический выключатель из следующих условий:
где - номинальное напряжение сети В.
где - максимальный рабочий ток цепи защищаемой аппаратом А.
- по номинальному току теплового расцепителя
где - номинальный ток теплового расцепителя автомата А;
- коэффициент надежности учитывающий разброс по току срабатывания теплового расцепителя принимается в пределах от 11 до 13.
- по току отсечки электромагнитного расцепителя
где - коэффициент надежности учитывающий разброс по току электромагнитного расцепителя и пускового тока электродвигателя;
- максимальный ток к.з. в месте установки автомата А.
- по предельно отключающему току
Окончательно принимаем автоматический выключатель ВА51-31.
Аналогично выбираем автоматические выключатели для всех остальных линий.
Выбор ограничителей перенапряжения.
- по номинальному напряжению
где - номинальное напряжение ограничителя перенапряжения кВ;
- номинальное напряжение сети кВ.
Принимаем ограничители перенапряжения марок ОПН-10 и ОПН-04.
10 Защита от перенапряжений и заземление
Защита от перенапряжений.
Большая протяженность сельских линий повышает вероятность атмосферных перенапряжений в них в грозовой сезон и служит основной причиной аварийных отключений.
Трансформаторные подстанции 1004 кВ не защищаются молниеотводами. Для защиты ТП от перенапряжений применяют вентильные и трубчатые разрядники на 10 кВ. Но в настоящее время все большее применение находят ограничители перенапряжений (ОПН) которые представляют собой высокое нелинейное сопротивление.
На ВЛ в соответствии с ПУЭ в зависимости от грозовой активности устанавливается защитное заземление (в условиях РБ через 2 на третей опоре или через 120 м) Сопротивление заземляющего устройства - не более 30 Ом и в целом не более 10 Ом. На линях с железобетонными опорами крюки штыри фазных проводов и арматуру соединяют с заземлением.
Защита оборудования ТП со стороны ВН осуществляется ограничителями перенапряжения ОПН-10 со стороны НН - ОПН-04.
На ВЛ до 1 кВ с заземленной нейтралью должны быть заземлены крюки или штыри фазных проводов и нулевого провода не реже чем через 200 м. Эти заземлители могут рассматриваться как повторное заземление нулевого провода. Такое заземление обязательно делается на опорах с ответвлением к вводу в здание где имеются большие хозяйственные ценности. Удельное сопротивление грунта ρ=170 Омм. Контур выполнен путем заложения в грунт вертикальных стальных стержней длиной 5 м и диаметром 12 мм соединенных стальной полосой 40х4 мм. Глубина заложения стержней 08 м полосы 09 м. При этом предыдущее заземление должно быть от концевой опоры с заземлением не более чем на 200 м. Используются стальные стержни длиной l=5м и диаметром d = 12мм.
Определяем расчетное удельное сопротивление грунта для стержневых заземлителей:
где - коэффициент сезонности. Для РБ
- коэффициент учитывающий состояние грунта при измерении. При средней увлажненности принимаем
Определяем сопротивление растеканию тока одиночного вертикального заземлителя Rв Ом.
d - диаметр стержня м;
- глубина заложения стержня т.е. расстояние от поверхности грунта до середины длины вертикального стержня м.
- расчетное удельное сопротивление грунта определенное по формуле 13.1 Ом*м;
Рисунок 2.3 - Схема заглубления в землю стержневого заземлителя круглого сечения
где - глубина заглубления стержня принимаем
Определяем общее сопротивление всех повторных заземлителей:
где n - количество всех повторных заземлителей присоединенных к данной сети шт.
Сопротивление искусственного заземлителя:
Определяем приближенное (минимальное) количество вертикальных стержней:
Определяем конфигурацию группового заземлителя - ряд или контур - с учетом возможности его размещения на отведенной территории и соответствующую длину горизонтальной полосы. Принимаем в расчет 4 стержня и располагаем их располагаем в ряд через 5 м друг от друга. Длину горизонтальной полосы принимаем равной 15 м.
Вычислим сопротивление растеканию тока полосы связи Rс Ом. В случае горизонтального полосового заземлителя (рис. 2.4) расчет выполняется по формуле:
Рисунок 2.4 - Схема заглубления в землю протяженного полосового заземлителя (полосы связи)
Выбираем коэффициенты использования вертикальных стержней и горизонтальной полосы с учетом числа вертикальных стержней и отношения расстояния между стержнями к их длине .
Определяем действительное число стержней
Окончательно принимаем 4 стержня так при расчете трех стержней значение будет больше 10 Ом.
В соответствие с ПУЭ сопротивление заземляющего устройства при присоединении к нему электрооборудования напряжением до и выше 1000В не должно быть более 10 Ом и 125IЗ если последнее меньше 10 Ом.
Ток замыкания на землю в системах с изолированной нейтралью определяют по формуле:
где - номинальное напряжение сети кВ;
- длина электрически связанных воздушных и кабельных линий включая ответвления км. ()
Принимаем для расчета наименьшее из этих значений
Сопротивление заземляющих устройств с учетом повторных заземлений нулевого провода:
Заземление выполнено правильно.
1 Обоснование актуальности темы специальной части
Подготовкапроекта автоматического ввода резерва– неотъемлемый этап создания любой системы гарантированного электроснабжения. Каждый объект на котором внедряется электросистема имеет свои потребности вследствие чего требуется сугубо индивидуальный набор оборудования и информационных систем.
Более того: устройство АВР незаменимо в домах где используется газовое или электроотопление так как отключение энергии зимой чревато лопнувшими трубами отопления и заливом помещений. Именно грамотный расчетавтоматического ввода резервапридаст уверенности в том система бесперебойного электропитания не подведет в нужный момент.
Грамотный расчет параметров АВР – наикратчайшая дорога к созданию системы бесперебойного питания.
Подготовка проекта АВР – важный этап организации стабильной и надежной электросистемы в процессе которого инженеры должны рассчитать и осуществить выполнение системой АВР следующих условий:
- переключение рабочего и резервного источника питания должно выполняться не зависимо от причин отсутствия энергии на шинах питания
- переключение питания на рабочий источник должно выполняться только при его восстановлении и с заданной временной задержкой для предотвращения короткого замыкания
- при аварии на рабочем источнике питания система АВР должна автоматически переключиться на резервный источник питания с минимальной задержкой максимум 03 секунды
- реализация функций индикации состояния системы и ручного управления системой АВР крайне желательна
- предусмотреть возможность ручной регулировки задержки переключения для предупреждения ложных срабатываний
Вместе с тем правильный расчет системы АВР подразумевает включение в схему управленияавтоматического ввода резервадополнительные контакты аварийных защитных аппаратов чтобы при возможном коротком замыкании на исходящей линии воспрепятствовать включению резерва.
Работа с высокими напряжениями и крупным узлом электропитания таким какГРЩВРУАВР требует в обязательном порядке проведения подготовительных работ - изготовление проекта на соответственную электроустановку. Этап проектирования позволит описать все ваши требования к системе АВР в соответствии с нормами безопасности на электроустановки действующими ПУЭ и СНИПами.
2 Обзор существующих технических решений по теме разработки
Автоматический ввод резервов разделяют на:
- АВР одностороннеего действия. В таких схемах присутствует одна рабочая секция питающей сети и одна резервная. В случае потери питания рабочей секции АВР подключит резервную секцию;
- АВР двухстороннего действия. В этой схеме любая из двух линий может быть как рабочей так и резервной;
- АВР с восстановлением. Если на отключенном вводе вновь появляется напряжение то с выдержкой времени он включается а секционный выключатель отключается. Если кратковременная параллельная работа двух источников не допустима то сначала отключается секционный выключатель а затем включается вводный. Схема вернулась в исходное состояние;
- АВР без восстановления.
Простейшая схема АВР показана на рисунке ниже:
Рисунок 3.1 – Простейшая схема АВР
В данной схеме используется электромагнитное реле K1 с мощным переключающим контактом. Обычно такая схема применяется в однофазных сетях с током нагрузки не более 8А. В данной схеме катушка реле питается от основного ввода и в нормальном режиме его сердечник притянут левый по схеме контакт К1 замкнут правый разомкнут. При пропадании напряжения на основном вводе катушка реле отпускает сердечник левый контакт размыкается а правый становится замкнутым. Питание на нагрузку поступает от резервного ввода.
Данная простейшая схема имеет множество недостатков и обычно в таком виде не используется. В дальнейшем будут рассмотрены более сложные и более надежныесхемы АВР.
Представленная ниже схема автоматического включения резерва в отличие от предыдущих более применяемая и годится уже для системы электропитания в частном домеили его части коммутируемая нагрузка вполне может составлять десятки киловатт.
Рисунок 3.2 – Схема АВР применяемая в частных домах
В данной схеме устранены предыдущие недостатки и ее можно рекомендовать как базовую для применения в домах коттеджах административных и производственных зданиях спотребляемой мощностью до 100 кВт.
Описанная ниже схема электропитания является исключительно простой. Она может применяться для электроснабжения хозяйства с малой потребляемой мощностью порядка нескольких киловатт.
Рисунок 3.3 – Вариант схемы АВР
Разберем ее подробно. В рабочем состоянии автоматы SA1 и SA2 включены. При наличии на основном вводе на К1 поступает питание его контакт К1.1 замкнут и потребители получают питание через него. В случае исчезновения напряжения реле К1 обесточивается К1.1 размыкается а К1.2 наоборот замыкается. Схема готова к питанию от резервного источника и при наличии на нем напряжения подача электроэнергии потребителям возобновляется.
В качестве К1 нужно выбирать мощное реле которое достаточно дефицитное. Обычно предлагаются реле на коммутируемый ток до 16А. На большие токи можно в качествеК1 взять контактор но не любой у него должен быть размыкающий (в просторечии "нормально замкнутый") силовой контакт. Поэтому данная схема и предлагается для маломощных до 16А подключений.Если у реле есть несколько контактных групп то можно их запараллелить но такое редко делается обычно для больших токов берется схема с реверсивным пускателем либо на симисторах.
К недостаткам данной схемы можно отнести то что катушка К1 включена до прибора учета что может не понравиться энергопоставщику но это легко устранить переставив счетчик выше по схеме это будет учтено далее здесь же ошибка пусть остается как напоминание.
Схема лишенная указанных недостатков будет показана ниже. Здесь тоже не обошлось без контактора с размыкающими силовыми контактами.
Предлагаемая схема на основе контактора 2з+2р типа VS463-22 позволяет использовать ее при токах до 63А:
Схема отличается дешевизной и простотой в ней исправлены недостатки предыдущей схемы:
Рисунок 3.4 – Схема АВР с использованием контактора VS463-22-230
В схеме используется контактор VS463-22-230. Здесь в отличие от предыдущей схемы коммутируется как фазный так и нулевой провода что исключает попадание тока от генератора в сеть. Один замыкающий контакт К1.1 включен до катушки что не позволит контактору самопроизвольно включаться при повторном появлении напряжения на главном вводе после отключения. При появлении напряжения на основном вводе чтобы заново запитаться от него нужно кратковременно нажать кнопку SB1 после чего контактор включится и замкнет контакты К1.1 и К1.2 одновременно с этим разомкнет К1.3 и К1.4.
При пропадании напряжения на главном вводе К1.1 и К1.2 отключаются а питание в дом поступает от резерва через К1.3 и К1.4. В качестве резерва используется какой-либо автономный источник электроэнергии поэтому он подключается минуя счетчик. Если резервный источник настроен так что он автоматически отключается при возобновлении питания на основном вводе то схему нужно изменить - убрать кнопку SB1 а К1.1 перенести ниже по схеме в разрывфазного провода непосредственно передQ1 а катушку запитать напрямую к выходам счетчика. Впрочемтакая схема со схемой запуска резервного генераторабудет скоро опубликована отдельной статьей.
3 Разработка автоматического ввода резерва на ТП 1004 кВ
Рассматривается АВР на двухтрансформаторной подстанции.
При наличии реле однократности действия включения выбирается выдержка времени размыкания контактов этого реле после снятия напряжения с его обмотки:
tОД = tВВ + tзап (3.1)
где tВВ=0.24(с) - время включения секционного выключателя;
tзап - время запаса рекомендуется принимать равным в диапазоне 03 - 05 с.
tОД=0.24+0.4=0.64 (с).
Подстанция питается от двух линий и трансформаторы подключены к разным секциям сборных шин поэтому необходимо предусмотреть пусковой орган напряжения (ПОН).
Напряжение срабатывания ПОН (замыкания размыкающих контактов минимального реле напряжения) выбирается по условию отстройки от минимального напряжения самозапуска и минимального остаточного напряжения при трехфазном КЗ за сосредоточенным сопротивлением поэтому необходимо рассмотреть минимальный режим системы (отключена одна из линий L4 два генератора G1 на КЭС два генератора на ГЭС (G3 G4) и один из автотрансформаторов АТ3 на ГЭС один из автотрансформаторов АТ1). Преобразуем схему замещения сети (рисунок 3.5) и получаем схему изображённую на рисунке 3.6.
Рисунок 3.5 - Расчетная схема замещения
Параметры этой схемы:
Сопротивление самозапуска электродвигателя определяется по формуле 3.2:
где kП = 6.2 - отношение пускового тока электродвигателя к номинальному;
РДВ = 1 МВт - номинальная мощность электродвигателя.
Минимальное напряжение на шинах НН в режиме самозапуска:
Напряжение срабатывания реле минимального напряжения (реле контроля отсутствия напряжения на основном источнике питания) по условию отстройки от режима самозапуска определяется по формуле 3.3:
где kотс = 1.25 - коэффициент отстройки;
nTV = 6300100 - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.
Минимальное остаточное напряжение на шинах НН в режиме 3-х фазного КЗ:
Напряжение срабатывания реле минимального напряжения по условию отстройки от трёхфазного КЗ за сосредоточенным сопротивлением:
В качестве реагирующего органа используется реле напряжения с длительно допустимым напряжением 110 В или 220 В и пределами уставок от 15 до 60 В.
Принимаем Uср1=57 (В).
Напряжение срабатывания реле максимального напряжения (контроля наличия напряжения на резервном источнике питания) по условию отстройки от минимального рабочего напряжения:
где kотс=1.5 - коэффициент отстройки;
kв = 0.8 - коэффициент возврата.
Принимаем Uср2 =75 В.
Выдержка времени ПОН должна по условию отстройки от времени защит в зоне действия которых остаточное напряжение оказывается ниже напряжения срабатывания ПОН:
tср.ПОН = tсз.max + tзап (3.5)
tзап=0.5(с) - время запаса принимается для реле с максимальной выдержкой 9с: (04-06) с для реле с максимальной выдержкой 20с: (15 - 2) с.
tср.ПОН =1.5+0.5=1.7 с.
Выдержка времени ПОН по условию отстройки от времени действия других устройств противоаварийной автоматики (АПВ):
tср.ПОН = tсз + tса + tзап (3.6)
где tсз = 0.5(с) - время действия релейной защиты надёжно охватывающей всю линию;
tса =1.5(с) - время действия устройства однократного АПВ питающей линии.
tср.ПОН = 0.5 + 1.5 + 0.5=2.5 (с).
Разработка схемы АВР
Схема рассматриваемой подстанции изображена на рис. 3.6. На подстанции имеется оперативный постоянный ток. На данной схеме:
- KV1 KV2 - реле минимального напряжения ПОН подключенные на линейные напряжения на стороне НН Т5;
- KV3 - реле максимального напряжения ПОН подключенное на линейное напряжение на стороне НН Т`5;
- KV4 KV5 - реле минимального напряжения ПОН подключенные на линейные напряжения на стороне НН Т`5;
- KV6 - реле максимального напряжения ПОН подключенное на линейное напряжение на стороне НН Т5;
- KT2 KT4 - реле времени ПОН (соответственно для выключателей Q2 и Q4);
- SQ - блок-контакты выключателей;
- KQC - реле положения включено выключателей;
- YAT - соленоиды отключения выключателей;
- KH1 - сигнальное реле;
- KT5.1 KT5.2 - контакты реле времени защиты установленной на секционном выключателе Q5.
Рисунок 3.6 - Схема подстанции
Рисунок 3.7 - Схема оперативных цепей
1 Анализ состояния охраны труда РЭС Кореличского района
Реконструкция электрической сети деревни Луки осуществлялась районными электрическими сетями. Зоны обслуживания РЭС определяются приказом по предприятию.
РЭС осуществляет ремонтно-эксплуатационное и оперативное обслуживание распределительных электросетей в закрепленной зоне.
Основными задачами РЭС Кореличского района являются:
- поддерживание оборудования и сооружений распределительных электросетей в закрепленной зоне обслуживания в состоянии удовлетворяющем требованиям действующих правил и норм;
- надежное электроснабжение потребителей подключенных к распределительным сетям РЭС;
- обеспечение качества отпускаемой электроэнергии по напряжению удовлетворяющего требованиям действующих норм;
- обеспечение экономической эффективности ремонтно-эксплутационного обслуживания распределительных сетей;
- развитие распределительных сетей.
Инженер по охране труда является ответственным за состоянием охраны труда РЭС. В его обязанности входит:
- организовать работу по охране труда;
- координировать деятельность структурных подразделений по обеспечению здоровых и безопасных условий труда функционированию и совершенствованию Системы управления охраной труда;
- реализовать в пределах предоставленных прав и полномочий государственную политику в области охраны труда. Проводить анализ состояния условий и охраны труда производственного травматизма профессиональной и производственно обусловленной заболеваемости. Участвовать в разработке мероприятий по улучшению условий труда предупреждению несчастных случаев и профессиональных заболеваний. Вносить предложения о внедрении передового опыта и научных разработок по безопасности и гигиене труда разработке и внедрению более совершенных конструкций защитных предохранительных и блокировочных устройств других средств защиты работников от воздействия опасных и (или) вредных производственных факторов.
Обязан оказывать методическую помощь руководителям подразделений в:
- разработке и пересмотре инструкций по охране труда организационно-методических стандартов организации содержащих требования по охране труда;
- обучении инструктировании и проверке знаний работников по охране труда;
- паспортизации санитарно-технического состояния условий и охраны труда;
- проведении аттестации рабочих мест по условиям труда;
Работу инженера по охране труда оценивает непосредственный руководитель – начальник РЭС.
Независимо от установленных правил на РЭС все структуры должны осуществлять свою деятельность в соответствии с законами государства. Трудовой кодекс закрепляет понятие «рабочее время».
Согласно ч.4 ст. 110 ТК РБ нормирование продолжительности рабочего времени осуществляется начальником РЭС с учетом ограничений установленных ТК РБ (верхние пределы продолжительности рабочей недели ежедневной работы (смены) сокращенная продолжительность рабочего времени) и коллективными договорами.
Начальник РЭС при планировании рабочего времени не могут превышать установленные нормы продолжительности рабочего времени для соответствующего учетного периода. Если фактическое время работы будет превышать рабочее время запланированное графиком работ (сменности) для установленного учетного периода то такое время считается сверхурочной работой.
Режим рабочего времени работников разрабатывается исходя из режима работы применяемого у начальника определяется правилами внутреннего распорядка или графиком работ в РЭС Кореличского района. График работ утверждается начальником по согласованию с профсоюзом. Установленный режим рабочего времени доводится до ведома работников не позднее одного месяца до введения его в действие.
Цель режима рабочего времени: 1) обеспечить соблюдение установленных норм рабочего времени 2) защитить интересы работников и соблюдение правил охраны труда.
На уровне законодательства определяются виды режима рабочего времени и порядок его установления.
Законодательство предусматривает два способа регулирования продолжительности времени отдыха:
- прямой – законодательное закрепление конкретных видов отдыха;
- косвенный - законодательное ограничение продолжительности рабочего времени.
Законодательством о труде предусмотрено пять видов времени отдыха:
- внутрисменный (в течение рабочего дня): перерыв для отдыха и питания специальные перерывы;
- межсменный – время после окончания рабочего дня (смены) до начала следующего рабочего дня (смены);
- еженедельный – выходные дни;
- ежегодные нерабочие праздничные дни;
- отпуска: трудовые социальные
Однако основываясь на законодательстве существуют свои особенности в регулировании рабочего времени и времени отдыха работников РЭС. Согласно ТКП существует несколько видов организации рабочего времени.
В электроустановках напряжением до 1000 В при полностью снятом напряжении со всех токоведущих частей допускается выдавать один наряд на выполнение работ на сборных шинах РУ распределительных щитах сборках а также на всех присоединениях этих установок одновременно.
Допускается выдавать один наряд для поочередного выполнения однотипной работы на нескольких подстанциях или нескольких присоединениях одной подстанции.
Каждую из подстанций разрешается включать в работу только после полного окончания работ на ней по данному наряду.
Распоряжение имеет разовый характер срок его действия определяется продолжительностью рабочего дня исполнителей. При необходимости продолжения работы а также изменении ее условий или состава бригады распоряжение должно выдаваться заново. При перерывах в работе по распоряжению в течение дня повторный допуск осуществляется производителем работ.
Кратковременные и неотложные работы в электроустановке продолжительностью не более 1 часа без учета времени на подготовку рабочего места могут выполняться по распоряжению оперативно-ремонтным персоналом обслуживающим данную электроустановку или под его надзором ремонтным персоналом.
К кратковременным работам относятся:
- отсоединение или присоединение кабелей проводов шин от электродвигателя или другого оборудования;
- работы в РУ в устройствах и цепях релейной защиты электроавтоматики телемеханики и связи в том числе на фильтрах присоединения высокочастотной защиты и связи;
- отсоединение или присоединение ВЛ 04 кВ а также КЛ всех классов напряжений фазировка проверка целости цепей КЛ переключение ответвлений трансформатора протирка единичных изоляторов и масломерных стекол отбор проб и доливка масла присоединение и отсоединение аппаратуры для очистки и сушки масла замена манометров воздушных выключателей проверка нагрева и вибрации токоведущих частей измерения электроизмерительными клещами.
К неотложным работам относятся:
- работы по устранению неисправностей угрожающих нарушением нормальной работы электроустановок каналов связи СДТУ ТАИ электроснабжения потребителей или приведших к такому нарушению;
- снятие посторонних предметов с проводов и шин упавших деревьев веток и прочего с проводов ВЛ.
В электроустановках напряжением до 1000 В и на разных рабочих местах одной ВЛ ВЛИ ВЛС КЛ перевод на другое рабочее место осуществляет производитель работ без оформления в наряде.
При перерыве в работе на протяжении рабочего дня (на обед по условиям работы) бригада должна быть выведена с рабочего места двери РУ - закрыты на замок. Наряд остается у производителя работ (наблюдающего). Члены бригады не имеют права возвращаться после перерыва на рабочее место без производителя работ (наблюдающего). Допуск работающих после такого перерыва выполняет производитель работ (наблюдающий) без оформления в наряде.
При перерыве в работе в связи с окончанием рабочего дня бригада должна быть выведена с рабочего места.
Повторный допуск к работе в последующие дни на подготовленное рабочее место осуществляет допускающий или с его разрешения руководитель работ.
Если в нерабочее время изменились условия по электробезопасности то допускающим или лицом выдающим наряд должны быть приняты меры по предотвращению допуска бригады на рабочее место руководителем или производителем работ.
2 Разработка мер безопасности при эксплуатации и монтаже электрооборудования при реконструкции линии 04 кВ
При обслуживании подстанции 1004кВ могут иметь место следующие опасные и вредные факторы:
- наличие опасного напряжения на токоведущих частях электрооборудования;
- наличие опасного напряжения (шагового) в зоне растекания электрического тока при замыкании токоведущих частей на землю;
- возможность наличия опасного напряжения на корпусах оборудования при его повреждении;
- повышенный уровень шума на рабочем месте;
- недостаточная освещенность рабочей зоны при работах в помещении в темное время суток а также в аварийных ситуациях при отсутствии напряжения в сети освещения;
- повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;
- опасность получения ожогов лица и глаз при коротком замыкании при замене предохранителей;
- загазованность воздуха рабочей зоны при пожаре.
Мастер РЭС оформляет наряд с назначением ответственных лиц за безопасное выполнение работ. В зависимости от группы по электробезопасности опыта электроустановки и сложности схемы электромонтер может быть назначен в качестве допускающего производителя работ или члена бригады.
Допускающий или производитель работ получив от мастера наряд или устное распоряжение знаками бригаду с содержанием работы в зависимости от которой подбираются необходимые спецодежда защитные средства инструменты приспособления и материалы. Подготовив все необходимое бригада отправляется к месту проведения работ.
По прибытию на место бригада получает разрешение на подготовку рабочего места и на допуск от дежурного. Ни в коем случае нельзя давать такое разрешение заранее. Разрешение на подготовку рабочего места и на допуск оформляется в наряде. Подготовку рабочего места производит допускающий совместно с производителем работ.
Ответственными за безопасное проведение работ являются:
- лицо выдающее наряд отдающее распоряжение составляющее перечень работ выполняемых в порядке текущей эксплуатации;
- лицо выдающее разрешения на подготовку рабочего места и на допуск к работе;
- руководитель работ;
- производитель работ;
Для обеспечения безопасности работ по обслуживанию действующих электроустановок ПУЭ ПТЭ предусматривают применение защитных мер. В соответствии с Правилами устройства электроустановок применяются одна или более из ниже перечисленных мер:
-защитное заземление;
-защитное отключение;
-пониженные напряжения;
-разделяющие трансформаторы;
-выравнивание потенциалов;
На существующей трансформаторной подстанции существует контур заземления его сопротивления превышает положенное значение поэтому необходимо произвести соответствующий расчет заземлителя в однородном грунте.
ТП 1004; кВ расположена в третьей климатической зоне. От подстанции отходят три воздушные линии 400230 В. Удельное сопротивление грунта ρизм. = 129 Ом·м. Заземляющий контур в виде прямоугольного четырехугольника выполняется путем заложения в грунт вертикальных стальных стержней длиной lв = 5 м и диаметром d =12 мм соединенных между собой стальной полосой 40×4 мм. Глубина заложения стержней tв = 06 м полосы tг = 07 м. Ток замыкания на землю на стороне 10 кВ по данным РЭС Iз = 8 А.
Для определения расчетного сопротивления грунта для вертикальных заземлений ρр.в. находим коэффициент сезонности Кс = 115 и коэфициент состояния грунта при измерении К2 = 1.
Определяем сопротивление растеканию тока одного вертикального электрода:
где Кв – числовой коэффициент (для круглых стержней Кв = 2; для уголков – Кв = 21);
d – внешний диаметр трубы или диаметр стержня а для уголка – ширина полки м;
tв.с – расстояние от поверхности земли до середины вертикального электрода.
Сопротивление повторного заземления нулевого провода rзп на ВЛ напряжением 400 230 В не должно превышать 30 Ом а для всех повторных и грозозащитных заземлений одной такой линии rзпл ≤ 10 Ом при ρ ≤ 100 Ом·м. При ρ > 100 Ом·м для одного повторного заземлителя допускается принимать:
Для повторного заземления принимаем один стержень длиной lв=5м и диаметром 12 мм сопротивление которого rзп = 3575 Ом 445 Ом (стержень для повторных заземлений такой же как и для контура заземления).
Общее сопротивление всех шести повторных заземлений:
Определяем расчетное сопротивление заземления нейтрали транс-форматора с учетом повторных заземлений при условии что r3 ≤ 4 Ом при ρ ≤ 100 Ом · м.
В нашем случае ρр.в = 148.35 Ом · м то
Таким образом повторное заземление обеспечивает условие так как rзпл rз.
Согласно другому условию сопротивление искусственного заземляющего устройства при подсоединении к нему электрооборудования до и выше 1000 В не должно быть более 10 Ом и если последнее значение меньше 10 Ом:
Так как 10 Ом 156 Ом принимаем для расчета ru = 10 Ом.
Определяем теоретическое число стержней:
Принимаем 4 стержня и располагаем их на расстоянии друг от друга а не меньше длины стержня т. е. а = lв = 5 м.
Получаем длину полосы связи ln = а · n = 5 · 4 = 20 м.
Исходя из таблиц П.8.1 и П.8.2 [3] для полосы связи находим Кс = 21; К1 = 1. Расчетное сопротивление грунта для полосы связи:
Расчетное сопротивление полосы связи (Ом) определяем по формуле:
где Кг – коэффициент горизонтального заземлителя (для круглого сечения Кг= 1 для прямоугольной полосы – Кг= 2).
Определяем коэффициенты использования вертикальных заземлителей в и горизонтальных в в зависимости от n и .
При n = 4 и по табл. П.8.3 П.8.4[3] находим соответственно в = 069; г = 045. Определяем в первом приближении действительное число стержней nд:
Принимаем к монтажу nд = 5 стержней и проводим поверочный расчет.
Действительное сопротивление искусственного заземления определяем по формуле:
Сопротивление заземляющего устройства с учетом повторных заземлений находим по формуле:
Расчетное сопротивление удовлетворяет требованиям ПУЭ. Заземлитель представляет собой квадрат 5×5 м внутри которого расположена подстанция. К заземлителю подключены нулевые провода линий имеющих 6 повторных заземлений одно из повторных заземлений каждой линии расположено в непосредственной близости от ТП (не более 100 м).
3 Обеспечение пожарной безопасности при работе в РЭС Кореличского района
За пожарную безопасность РЭС отвечает главный энергетик.
Пожарная безопасность достигается:
- организацией и своевременным проведением профилактических осмотров и планово-предупредительных ремонтов электрооборудования аппаратуры и электросетей а также своевременным устранением их неисправностей в результате которых возможно возникновение пожара;
- правильностью выбора и применения кабелей электропроводов двигателей светильников и другого электрооборудования в зависимости от классификации зон по ПУЭ и характеристик окружающей среды;
- контролем за состоянием аппаратов защиты от коротких замыканий перегрузок а также других аварийных режимов работы;
- исправностью автоматических установок и средств предназначенных для ликвидации пожаров в электроустановках и кабельных помещениях;
- обучение и инструктаж дежурного персонала по вопросам пожарной безопасности при эксплуатации электроустановок;
разработка мер по предупреждению пожаров и загораний от электроустановок.
Электрические сети и электрооборудование находящиеся в эксплуатации на объекте должны отвечать требованиям действующих "Правил устройства электроустановок" (ПУЭ) "Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей" "Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей".
Все электроустановки должны быть оснащены аппаратами защиты от токов короткого замыкания и других аварийных режимов могущих привести к пожарам. Плавкие вставки предохранителей должны быть калиброваны с указанием клейма номинального тока вставки (клеймо ставится заводом-изготовителем или электротехнической лабораторией). Аппараты защиты должны содержаться в работоспособном состоянии.
Дежурный электрик (сменный электромонтер) обязан принимать немедленные меры к устранению нарушений которые могут привести к пожарам и загораниям.
Проверка изоляции кабелей проводов надежности соединений защитного заземления режима работы электродвигателей должна производиться в установленные сроки.
Соединения оконцевания и ответвления жил проводов и кабелей во избежание опасных в пожарном отношении переходных сопротивлений необходимо производить при помощи опрессовки сварки пайки или специальных зажимов.
Устройство и эксплуатация электросетей-времянок не допускаются.
Не допускается прохождение воздушных линий электропередачи и наружных электропроводок над кровлями зданий навесами штабелями леса складами волокнистых материалов торфа дров и других горючих материалов.
Осветительные прожектора на объектах следует устанавливать на отдельных опорах. Запрещается устанавливать их на сгораемых кровлях строений и зданий.
Переносные светильники должны быть оборудованы защитными стеклянными колпаками и сетками. Для этих светильников и другой переносной электроаппаратуры необходимо применять гибкие кабели и провода предназначенные для этой цели.
Установленное в зданиях маслонаполненное электрооборудование должно быть защищено стационарными и передвижными установками пожаротушения в соответствии с требованиями ПУЭ.
1 Сущность и актуальность разработки
Трансформаторная подстанция №1 д. Луки дает питание всем жилым и промышленным объектам деревни. Следовательно перерыва в электроснабжении будут приносить значительный экономический ущерб. Для реализации надежной работы трансформаторной подстанции в данном дипломном проекте предлагается установить АВР.
Принцип действия АВР построен таким образом что в случае отключения ввода 1-й секции шин будет срабатывать секционный выключатель и питание будет восстановлено посредством работы 2-й секции. В данном случае перерыв в электроснабжении будет сведен к минимуму и будет основываться на времени переключения секций что составит не более 24с.
2 Выбор вариантов технических решений
В проекте принято решение о реконструкции ТП 1004кВ д. Луки. Расчет электрических сетей необходимо производить для подстанции которая непосредственно запитывает деревню.
Предусмотрено два варианта реконструкции электроснабжения свиноводческого комплекса:
Установка двух трансформаторов мощностью 100кВА один из которых останется в резерве (ручное переключение).
Установка двух трансформаторов мощностью 100кВА работающих параллельно с установкой АВР.
АВР позволит повысить надежность электроснабжения избежать перерывов в электроснабжении.
3 Натуральные технико-экономический показатели
Годовой отпуск электрической энергии для д. Луки определим по формуле:
где - расчетная мощность на шинах трансформаторной подстанции кВт;
- время использования максимума нагрузки ч.
По расчетам дипломного проекта с учетом наружного освещения расчетная мощность на шинах ТП:
В сравниваемых вариантах потребление электроэнергии равно:
где - годовой недоотпуск электроэнергии кВт×ч;
Перерыв в электроснабжении (241 сек).=001ч (время срабатывания АВР):
Определение годовых потерь электроэнергии в трансформаторах.
Потери энергии определяются по выражению:
где t – годовые количество часов работы включения трансформатора ч.;
- время максимальных потерь 1500 ч.;
- потери короткого замыкания при номинальной мощности трансформатора кВт;
– экономический эквивалент производства и распределения кВАр;
– реактивные потери короткого замыкания кВт;
- активные потери холостого хода кВт;
- реактивные потери холостого хода кВт;
Определим количество электроэнергии переданное трансформатором за год:
Таблица 5.1 - Характеристика вариантов и их натуральные технико-экономические показатели
Техническая характеристика вариантов
Мощность потребителя кВт
Мощность трансформатора кВА
Время использования максимума нагрузки Тmax ч
Продолжение таблицы 5.1
Максимальная мощность расчётного участка кВА
Потери мощности в обмотках трансформатора при номинальной нагрузке кВт
Потери мощности в стали трансформатора кВт
Суммарная продолжительность отключений за год ч
Натуральные технико-экономические показатели
Годовой отпуск электроэнергии кВт×чгод.
Потери электроэнергии в трансформаторах кВтч
Объём недоотпущенной за время перерывов электроэнергии кВтч
Количество условных единиц электрооборудования у.е.э.
Капитальные вложения – финансовые вложения предприятий на приобретение основных средств.
Капиталовложения определяют по формуле:
где капиталовложения в новое оборудование руб.;
где Kт – капиталовложения затраченные на приобретение нового трансформатора ТМ - 100 и оборудование в комплекте (принимаем
по ценам завода изготовителя Kт = 9500 руб.; Стоимость АВР в комплекте (принимаем по ценам завода изготовителя Kт = 1200 руб.).
- коэффициент учитывающий транспортные и заготовительные расходы (в расчетах принимают );
- коэффициент учитывающий затраты на монтаж (в расчетах принимают );
Таблица 5.2- Расчет капитальных вложений
Перечень наименований
Цена приобретения трансформаторов руб.
Цена приобретения АВР руб.
Итого стоимость проекта руб:
5 Годовые эксплуатационные издержки
К годовым эксплуатационным издержкам относятся все расходы связанные с поддержанием оборудования в нормальном техническом состоянии а также годовые потери электроэнергии в элементах сети.
Эксплуатационные затраты учитывают амортизационные отчисления расходы на ремонт техническое обслуживание и стоимость годовых потерь электроэнергии в трансформаторах.
Эксплуатационные затраты учитывают амортизационные отчисления расходы на ремонт и техническое обслуживание и стоимость годовых потерь электроэнергии в трансформаторах:
где ИА – амортизационные отчисления руб.;
Иоб – расходы на ремонт и техническое обслуживание руб.;
ИПЭ Т– стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах руб.
Амортизационные отчисления:
где НА – годовая норма амортизационных отчислений НА = 30 %.
Издержки на обслуживание:
где – годовой расход на обслуживание 1 условной единицы (принимаем = 85 руб.)
nу.е. – число условных единиц по которому оценивают электроустановку (принимаем по таблице 51).
Издержки на потери электроэнергии:
где ΔWТ – потери электроэнергии трансформаторе кВт·ч;
ЗПТ – удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии в меди и стали трансформаторов 019 руб. кВт·ч.
Тогда годовые эксплуатационные издержки будут равны:
Таблица 5.3 - Изменение элементов эксплуатационных издержек
Элементы издержек руб.
Амортизационные отчисления руб.
Издержки на обслуживание руб.
Издержки на возмещение потерь электроэнергии руб.
Годовые эксплуатационные издержки для проектируемого варианта в котором работают два трансформатора ТМ-10010 в параллель выше так как установлено дополнительное оборудование предотвращающее перерывы в электроснабжении.
6 Себестоимость передачи электроэнергии
Себестоимость передачи одного кВтч :
где WГ – годовой отпуск электроэнергии кВтч;
ИЭ – годовые эксплуатационные издержки руб
7 Определение ущерба от перерывов в электроснабжении
Ущерб от перерывов в электроснабжении:
где у – удельный вероятностный ущерб от перерывов в электроснабжении руб. кВт·ч; (0114 руб. кВт·ч);
ΔQЭЭ – количество недоотпущенной электроэнергии за время перерывов электроснабжения у потребителей кВт·ч.
8 Показатели экономической эффективности проекта
Задача сводится к выбору такого альтернативного варианта который будет сопряжен с наименьшими совокупными дисконтированными затратами (СДЗ) за расчетный период.
где αТ – дисконтирующий множитель (коэффициент приведения постоянных по величине денежных сумм к началу расчетного периода) лет при принятой ставке дисконтирования и расчетном периоде
Он определяется из финансовых таблиц приложения 1 либо выражения:
где Е- ставка дисконтирования 15%;
Т- расчетный период в годах и равен 33 года.
Изменение налога на прибыль определяется по формуле:
где ИЭ– годовые текущие издержки.
Для удобства анализа экономической части проекта сведем основные показатели в таблицу 5.4
Таблица 5.4 - Результаты экономического расчета проекта
Годовой отпуск электроэнергии кВтч
Потери электроэнергии кВтч
Продолжение таблицы 5.4
Капиталовложения руб.
Эксплуатационные издержки рубгод
-амортизационные отчисления
-издержки на обслуживание
-издержки на возмещение потерь электроэнергии
Ущерб от перерывов в электроснабжении руб. год
Совокупные дисконтированные затраты руб.
Рассчитаем индекс доходности инвестиций:
Вывод: Таким образом проведенные расчеты показали что установка двух трансформаторов мощностью 100кВА работающих в параллель с установкой АВР является выгодным решением не только с точки зрения надежности электроснабжения но и с экономической.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
Электротехнический справочник том 3 книга 1 Под общей редакцией И.Н. Орлова - М.: Энергоатомиздат 1988-878 с.
Костюченко Л.П. Проектирование систем сельского электроснабжения: Учебное пособие. Л.П. Костюченко А.В. Чебодаев Красноярский государственный аграрный университет. - Красноярск 2005.
Правила устройства электроустановок - 7 издание переработанное и дополненное.2004 - 656 с.
Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 04-35 кВ том 1 Под редакцией Горюнова А.А. Любимова - М.: Папирус Про 2005 -608с.: - 299 ил.
Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 04-35 и 110-1150 кВ том 2 Под редакцией Горюнова А.А. Любимова - М.: Папирус Про 2003 -640с.
Справочник по строительству электросетей 04-35 кВ. Под редакцией Д.Т. Комарова. - М.: Энергоиздат 2009. - 448 с.
Инструкция по применению и испытанию средств защиты используемых в электроустановках. - М.: Электроком 2003 - 111с.
Межотраслевые правила по охране труда при работе на высоте. - М.: Издательство НЦ ЭНАС 2007-116 с.
Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. - М.: Издательство НЦ ЭНАС 2013- 192с.
Правила устройства и безопасности эксплуатации грузоподъемных кранов ПБ 10-382-00. Под общей редакцией В.С. Котельникова. - М.: ПИО ОБТ 2013- 264 с.
Беляев А.В. Выбор аппаратуры защит и кабелей в сетях 04 кВ Л.: Энергопромиздат 2010-171 с.
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей ВУЗов.2-е издательство переработанное п. В.М. Блок Г.К. Обушев Л.Б. Лаперенко и др. Под ред.: В.М. Блок. - М.: Высшая школа 2008 - 833с.
Справочник сельского электромонтера. 3-е издание переработанное и дополненное Бодин А.П. Московкин Ф.И. Харченко В.Н. - М.: Россельсхозиздат 2004-186с.
Охрана природы Банников А.Г. Рустанов А.К. и др. - М.: Агропромиздат 2015.
Окружающая среда и человек Никитин Д.П. Новиков Ю.В. - М.: Высшая школа 1986
Экология природопользования охрана окружающей среды Демина Т.А. - М.: Агропромиздат 2016
Сборник правил пожарной безопасности М.: Стройиздат 2005
Электрический справочник. Т.З книга 1. Производство и распределение электрической энергии М.: Энергоатомиздат 2007-586с.
Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов Будзко И.А. Левин М.С. - М. : Агропромиздат 2014-320с
Безопасность труда в сельскохозяйственном производстве Филатов Л.С. -М.: Росагропромиздат 2015-304с
Электроснабжение сельского хозяйства. Издание 2-е переработанное и дополненное Будзко И.А. Гессен В.Ю. - М.: Колос 2000-480с
Карякин Р.Н. Солнцев В.И. Заземляющие устройства промышленных электроустановок. Справочник электромонтажника Под редакцией А.Д. Смирнова и др. - М.: Энергоатомиздат 2008
Электроснабжение промышленных предприятий и установок. 4-е издание переработанное и дополненное Липкин Б.Ю. - М.: Высшая школа 2009-363с
Капитальные вложения и экономическая эффективность их использования в сельском хозяйстве Беляев А.В. - М.: Колос 2006-43с.
Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. 4-е издательство переработанное и дополненное - М.: Энергоатомиздат 2015-424 с.
Справочная книжка энергетика. 4-е издание переработанное и дополненное - Смирнов А.Д. Антипов К.М. М.: Энергоатомиздат 2016-440с.
Коньков В.П. и др. Подсобное хозяйство предприятий и организаций: Справочник В.П.Коньков В.Н. Матюшин Т.С. Шестакова. - М.: Агропромиздат 2014-320с.
Средства защиты работающих применяемые в электроустановках Овчинников Н.Я.Хомяков A.M. - М.: Энергоиздат 2000-112с
ГОСТ 6697-83. Системы электроснабжения источники преобразователи и приемники электроэнергии переменного тока. Госстандарт. - М.: 2003.

icon Задание (листы 3-4).docx

МИНИСТЕРСВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА
И ПРОДОВОЛЬСТВИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
УЧРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ
«БЕЛОРУССКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
АГРАРНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Специальность: 1-74 06 05 «Энергетическое обеспечение сельского хозяйства»
Кафедра «Электротехнологии»
Заведующий кафедрой
на дипломное проектирование
Тема проекта: «Реконструкция электрической сети 04 кВ деревни Луки Червенского района с разработкой автоматического ввода резерва»
Утверждена приказом ректора от 17.07.2017 № 811-с
Исходные данные к проекту
- задание на проектирование; -.материалы преддипломной практики материалы производственной практики; - методические материалы по дисциплинам специальности;
- стандарт предприятия СТП БАТУ 01.12-14;- нормативно-справочные материалы (ТКП СНиП НТП ПУЭ и др.)
Содержание расчетно-пояснительной записки
(перечень подлежащих разработке вопросов)
Исходные данные: 1.1. Характеристика объекта проектирования; 1.2. Разработка вариантов реконструкции электрических сетей; 1.3 Сельское электроснабжение.
Общая электротехническая часть: 2.1 Расчет электрических нагрузок; 2.2 Определение допустимых потерь напряжения и оптимальных надбавок трансформатора 2.3 Определение количества и места установки ТП1004 кВ выбор типа и мощности силовых трансформаторов; 2.4 Конструктивное выполнение линий 0.4 кВ; 2.5 Электрический расчет сети 04 кВ; 2.6 Электрический расчет сети 10 кВ; 2.7 Определение потерь электроэнергии; 2.8 Расчет токов короткого замыкания; 2.9 Выбор оборудования ТП; 2.10 Защита от перенапряжений и заземление.
Специальная часть; 3.1 Обоснование актуальности темы специальной части; 3.2 Обзор существующих технических решений по теме разработки; 3.3 Разработка автоматического ввода резерва на ТП 1004 кВ
Безопасность жизнедеятельности; 4.1 Анализ состояния охраны труда РЭС Червенского района; 4.2 Разработка мер безопасности при эксплуатации и монтаже электрооборудования трансформаторной подстанции 1004 кВ; 4.3 Обеспечение пожарной безопасности при работе в РЭС Червенского района.
Технико-экономическое обоснование проекта; 5.1 Сущность актуальность разработки; 5.2 Выбор вариантов технических решений; 5.3 Натуральные технико-экономический показатели; 5.4 Капиталовложения; 5.5 Годовые эксплуатационные издержки; 5.6 Себестоимость передачи электроэнергии; 5.7 Определение ущерба от перерывов в электроснабжении; 5.8 Показатели экономической эффективности проекта.
Перечень графического материала
Генплан с сетями 04 кВ и ТП
Схема электросетей 10 04 кВ
Схема принципиальная электрическая АВР
Схема принципиальная электрическая ТП 100.4 кВ
Схема установки ЩУЭ на железобетонной опоре
План расположения оборудования
Технико-экономические показатели
Консультанты по проекту (по разделам проекта)
Электротехническая часть спец. часть -
по разделу охрана труда–
по экономической части –
Календарный график работы над проектом
Наименование раздела подраздела
Подпись руководителя или консультанта
Раздел 2 подразделы 2.1-2.5 четежи 1-3
Раздел 2 подразделы 2.6-2.13 чертежи 4-5
Раздел 3подразделы 3.1-3.6 чертежи 6-8
выдачи задания 03.11.2017 г.
Срок сдачи законченного дипломного проекта: 01.02.2017 г.

Свободное скачивание на сегодня

Обновление через: 16 часов 41 минуту
up Наверх