Учебная работа. Проект реконструкции электрической части подстанции Молодежная

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Проект реконструкции электрической части подстанции Молодежная

Введение

Основное условие реконструирования рациональной системы электроснабжения
является надежность, экономичность и качество электроэнергии в сети.
Экономичность определяется приведенными затратами на систему электроснабжения.
Надежность зависит от схемы выбранной подстанции, выбранного и установленного
оборудования, а так — же в какой — то степени от категории потребителя.
Неправильная оценка, которых может привести к снижению надежности системы или
неоправданных расходов на резервирование. При проектировании подстанции так —
же необходимо равномерное размещение нагрузок по фидерам.

В данном проекте реконструируем районную понизительную подстанцию
«Арсеньев- 1». Производим построение суточных графиков выполненных по
ведомостям нагрузок снятых в единый контрольный день. По суточным графикам
построили суммарный суточный график нагрузки и годовой график по
продолжительности. Производим расчёт коэффициента загрузки основных ранее
установленных трансформаторов типа ТДТН-40000/110/35/6, (трансформаторы имеют устройство
РПН ± 9*1,78) по максимальной нагрузки с
учетом на развитие потребляемой мощности (возобновление выпуска продукции
заводом « Аскольд »), далее производим расчёт токов короткого замыкания, по
результатам расчёта, производим проверку ранее установленных электрических
аппаратов, выполняем расчёт релейной дифференциальной защиты трансформатора.
Расчет составлен на основе руководящих указаний по релейной защите.

На п/с «Арсеньев-1» производим расчет и замену масленых выключателей
марки МКП — 100 /630, МГ — 110/600 , МГГ — 10/3000 и МГГ — 10/2000 на
элегазовые марки ВГТ — 110 — 40/2500 У1, ВВЭ — 10 — 40.

В экономической части составлена смета капитальных затрат на приобретение
и монтаж электрооборудования, а также эксплуатационные расходы, срок окупаемости
данного проекта.


I Расчёт электрической части подстанции 110/35/6 кВ

. Построение графиков электрических нагрузок

электроснабжение реконструкция электрическая подстанция

электрические нагрузки подстанции определяем для выбора силовых
трансформаторов, электрических аппаратов и токоведущих частей, релейной защиты
и компенсирующих устройств, также для расчёта потерь электроэнергии в
трансформаторах. Активные нагрузки подстанции «Молодежная» составлены по
ведомостям контрольных дней в летний и зимний период.

Строим суммарные суточные графики нагрузки подстанции и годовые графики
нагрузки подстанции по продолжительности полной мощности

на среднем и низком напряжениях. выполняем это следующим образом:

.По известной активной P
нагрузке на заданных напряжениях определяем реактивную Q и полную S
нагрузки.

. Суммарные суточный график нагрузки подстанции, S на высоком напряжении ( ВН ) определяется суммированием
графиков нагрузки СН и НН.

3.Годовые графики по продолжительности на ВН, СН и НН строим на основании
известных графиков за летние и зимние сутки.

При построении годового графика по оси ординат откладываются нагрузки,
МВА, по оси абсцисс — часы года от 0 до 8760. Нагрузки на графике располагаются
в порядке убывания от Smax до Smin.

продолжительность потребления нагрузки Ti определяется по длительностям
ступеней суточных графиков ti и количеству календарных дней зимы Nзим=210 и лета Nлето=155, причем ΣTi=8760ч.

По построенному графику определяем следующие показатели и коэффициенты:
годовое потребление энергии Wгод; годовое число часов использования
максимума мощности Tmax;
время максимальных потерь τ.

1.1 Построение графиков на среднем напряжении 35 кВ

Возьмём максимальную по ведомостям активную P нагрузку и рассчитаем реактивную мощность Qсн 1 полную мощность Sсн 1 в зимний период по формуле:

По
исходным данным: tg (φ)

= (мВАр) (1.1)

 =  (мВА)
(1.2)

Расчет
реактивной и полной мощности  на
потребителе 35 кВ «Город» : tg (φ) = 0,38 по формулам: (1.1 и 1.2)

=  (мВАр)

 =  (мВА)

дальнейшие
аналогичные расчеты ступеней нагрузки суточных графиков зима лето потребителя
«Город», сводим в таблицу приложение 1

Для остальных ступеней графика Qсн и Sсн потребителей 35 кВ определяем
аналогично для летнего, зимнего периода и путем суммирования их мощностей
строем суточные и годовой графики.

Результаты расчётов сведём в таблицы 1.1 и 1.2

Таблица 1.1 суточные графики электрических нагрузок на среднем напряжении
в зимний период

Зима

Итого

время

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

0

-1

7,7

2,926

8,237

1

-2

7,7

2,926

8,237

2

-3

7,5

2,85

8,023

3

-4

7,4

2,812

7,916

4

-5

7,5

2,85

8,023

5

-6

7,5

2,85

8,023

6

-7

8

3,04

8,558

7

-8

9

3,42

9,628

8

-9

8,5

3,23

9,093

9

-10

8,2

3,116

8,772

10

-11

8

3,04

8,558

11

-12

8

3,04

8,558

12

-13

8

3,04

8,558

13

-14

7,8

2,964

8,344

14

-15

7,8

2,964

8,344

15

-16

7,8

2,964

8,344

16

-17

7,5

2,85

8,023

17

-18

8,5

3,23

9,093

18

-19

8,8

3,344

9,414

19

-20

8,8

3,344

9,414

20

-21

8,8

3,344

9,414

21

-22

9,2

3,496

9,842

22

-23

9

3,42

9,628

23

-24

8,6

3,268

9,200

24

-1

8,5

3,23

9,093

Итого

204,1

77,558

218,339

Суточный график (зима) на среднем напряжении

Таблица 1.2 суточные графики электрических нагрузок на среднем напряжении
в летний период

Лето

Итого

время

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

0

-1

3,4

1,292

3,637

1

-2

3,4

1,292

3,637

2

-3

3

1,14

3,209

3

-4

2,9

1,102

3,102

4

-5

2,9

1,102

3,102

5

-6

2,9

1,102

3,102

6

-7

3,4

1,292

3,637

7

-8

3,7

1,406

3,958

8

-9

4,3

1,634

4,600

9

-10

4,5

1,71

4,814

10

-11

4,5

1,71

4,814

11

-12

4,5

1,71

4,814

12

-13

4,4

1,672

4,707

13

-14

4,7

1,786

5,028

14

-15

4,6

1,748

4,921

15

-16

4,1

1,558

4,386

16

-17

4,3

1,634

4,600

17

-18

4,3

1,634

4,600

18

-19

4

1,52

4,279

19

-20

4

1,52

4,279

20

-21

4

1,52

4,279

21

-22

4,5

1,71

4,814

22

-23

4,9

1,862

5,242

23

-24

4,6

1,748

4,921

24

-1

4

1,52

4,279

Итого

99,8

37,924

106,763

Суточный график (лето) на среднем напряжении

Построим годовой график нагрузки по продолжительности на СН

По построенному графику определяем следующие показатели и коэффициенты:
годовое потребление энергии Wгод; годовое число часов использования
максимума мощности Tmax;
время максимальных потерь τ.

Годовое потребление энергии, МВт

 (1.3)

 мВт/ч.

годовое число часов использования максимума мощности Smax нагрузки, ч.

 (1.4)

 

Время максимальных потерь, ч.

 (1.5)

Годовые
графики на низком и высшем напряжении рассчитываются аналогично годовому
графику на среднем напряжении.

1.2 Построение графиков на низком напряжении 6 кВ

Возьмём максимальную по ведомостям активную P нагрузку и рассчитаем реактивную мощность Qсн 1 полную мощность Sсн 1 в зимний период по формулам (1.1) и
(1.2):

По
исходным данным: tg (φ)

= (мВАр)

 =  (мВА)

Расчет
реактивной и полной мощности  на
потребителе 6 кВ:

tg (φ) = 0,44

= (мВАр)

 =  (мВА)

Дальнейшие аналогичные расчеты ступеней нагрузки суточных графиков зима
лето сводим в таблицу приложение 2.

Для остальных ступеней графика Qсн и Sсн потребителей 6 кВ определяем
аналогично для летнего, зимнего периода и путем суммирования их мощностей
строем суточные и годовой графики.

Результаты расчётов сведём в таблицы 1.2.1 и 1.2.2

Таблица 1.2.1 суточные графики электрических нагрузок на низком
напряжении в зимний период

Зима

Итого

время

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

0

-1

5,9

2,596

6,446

1

-2

5,3

2,332

5,790

2

-3

5,2

5,681

3

-4

5,2

2,288

5,681

4

-5

5,2

2,288

5,681

5

-6

5,2

2,288

5,681

6

-7

6,2

2,728

6,774

7

-8

7,1

3,124

7,757

8

-9

7

3,08

7,648

9

-10

7

3,08

7,648

10

-11

7

3,08

7,648

11

-12

7

3,08

7,648

12

-13

7

3,08

7,648

13

-14

7

3,08

7,648

14

-15

6,5

2,86

7,101

15

-16

6,5

2,86

7,101

16

-17

6,6

2,904

7,211

17

-18

7

3,08

7,648

18

-19

8

3,52

8,740

19

-20

8,2

3,608

8,959

20

-21

8

3,52

8,740

21

-22

8

3,52

8,740

22

-23

7,5

3,3

8,194

23

-24

6,5

2,86

7,101

24

 

6

2,64

6,555

Итого

166,1

73,084

181,468

Суточный график (зима) на среднем напряжении

Таблица 1.2.2 суточные графики электрических нагрузок на низком
напряжении в летний период

Лето

Итого

время

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

0

-1

5

2,2

5,463

1

-2

4,1

1,804

4,479

2

-3

3,7

1,628

4,042

3

-4

3,5

1,54

3,824

4

-5

3,5

1,54

3,824

5

-6

3,5

1,54

3,824

6

-7

4,2

1,848

4,589

7

-8

5,8

2,552

6,337

8

-9

6,3

2,772

6,883

9

-10

6,7

2,948

7,320

10

-11

6,8

2,992

7,429

11

-12

6,8

2,992

7,429

12

-13

7

3,08

7,648

13

-14

6,9

3,036

7,538

14

-15

6,6

2,904

7,211

15

-16

6,4

2,816

6,992

16

-17

6,5

2,86

7,101

17

-18

6,6

2,904

7,211

18

-19

7,2

3,168

7,866

19

-20

7,2

3,168

7,866

20

-21

7,2

3,168

7,866

21

-22

7,2

3,168

7,866

22

-23

8,1

3,564

8,849

23

-24

7,2

3,168

7,866

24

5,4

2,376

5,900

Итого

149,4

65,736

163,222

Суточный график (лето) на среднем напряжении

Построим годовой график нагрузки по продолжительности на НН

По построенному графику определяем следующие показатели и коэффициенты:
годовое потребление энергии Wгод; годовое число часов использования
максимума мощности Tmax;
время максимальных потерь τ.

Годовое потребление энергии, определяется аналогично по формуле (1.3)

МВА

мВт/ч

годовое
число часов использования максимума мощности Smax
нагрузки определяется аналогично по формуле (1.4), ч.

;

время максимальных потерь определяется аналогично по формуле (1.5), ч.

;

1.3
Построение графиков на высоком напряжении 110 кВ

Определяем
суммарную нагрузку на высоком напряжении Pmax вн , по формуле:

=  (1.3.1)

мВт

 = + (1.3.2)

 мВАр

Рассчитаем полную мощность по формуле

 = . (1.3.3)

 = мВА

Для
остальных ступеней графика  , , и  определяем
аналогично для летнего и зимнего периодов.

дальнейшие
аналогичные расчеты ступеней нагрузки суточных графиков зима лето потребителей,
сводим в таблицу приложение 3

Результаты
расчётов сведём в таблицы 1.3.1 и 1.3.2

Таблица
1.3.1 суточные графики электрических нагрузок на высоком напряжении в зимний
период

Зима

Итого

время

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

0

-1

13,6

5,522

14,678

1

-2

13

5,258

14,023

2

-3

12,7

5,138

13,700

3

-4

12,6

5,1

13,593

4

-5

12,7

5,138

13,700

5

-6

12,7

5,138

13,700

6

-7

14,2

5,768

15,327

7

-8

16,1

6,544

17,379

8

-9

15,5

6,31

16,735

9

-10

15,2

6,196

16,414

10

-11

15

6,12

16,200

11

-12

15

6,12

16,200

12

-13

15

6,12

13

-14

14,8

6,044

15,987

14

-15

14,3

5,824

15,440

15

-16

14,3

5,824

15,440

16

-17

14,1

5,754

15,229

17

-18

15,5

6,31

16,735

18

-19

16,8

6,864

18,148

19

-20

17

6,952

18,367

20

-21

16,8

6,864

18,148

21

-22

17,2

7,016

18,576

22

-23

16,5

6,72

17,816

23

-24

15,1

6,128

16,296

24

 

 

 

 

Итого

355,7

144,772

384,033

Суточный график (зима) на высоком напряжении

Таблица 1.3.2 Суточные графики электрических нагрузок на высоком
напряжении в летний период

лето

Итого

время

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

0

-1

8,4

3,492

9,097

1

-2

7,5

3,096

8,114

2

-3

6,7

2,768

7,249

3

-4

6,4

2,642

6,924

4

-5

6,4

2,642

6,924

5

-6

6,4

2,642

6,924

6

-7

7,6

3,14

8,223

7

-8

9,5

3,958

10,292

8

-9

10,6

4,406

11,479

9

-10

11,2

4,658

12,130

10

-11

11,3

4,702

12,239

11

-12

11,3

4,702

12,239

12

-13

11,4

4,752

12,351

13

-14

11,6

4,822

12,562

14

-15

11,2

4,652

12,128

15

-16

10,5

4,374

11,375

16

-17

10,8

4,494

11,698

17

-18

10,9

4,538

11,807

18

-19

11,2

4,688

12,142

19

-20

11,2

4,688

12,142

20

-21

11,2

4,688

12,142

21

-22

11,7

4,878

12,676

22

-23

13

5,426

14,087

23

-24

11,8

4,916

12,783

24

 

 

 

 

Итого

239,8

99,764

259,725

Суточный график (лето) на высоком напряжении

Построим годовой график нагрузки по продолжительности на ВН

По построенному графику определяем следующие показатели и коэффициенты:
годовое потребление энергии Wгод; годовое число часов использования
максимума мощности Tmax;
время максимальных потерь τ.

Годовое потребление энергии определяется аналогично по формуле (1.3), ч.,
МВА· ч

мВт/ч

годовое число часов использования максимума мощности Smax нагрузки определяется аналогично по
формуле (1.4), ч., ч.

время
максимальных потерь определяется аналогично по формуле (1.5),

полученные данные сведём в таблицу

Таблица 1.3.3 Расчётные данные.

Напряжение, кВ

  ,  ,

НН

63407,68

7077,5

6060,3

СН

59826,68

6078,8

4692,3

ВН

120904,4

6508,6

7077,7


2. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

При выборе силовых трансформаторов следует добиваться как экономически
целесообразного режима работы, так и соответствующего обеспечения
резервирования питания приемников при отключении одного из трансформаторов,
причем нагрузка трансформаторов в нормальных условиях не должна (по нагреву)
вызывать сокращение естественного срока службы.

Надежность электроснабжения достигается за счет установки на подстанции
двух трансформаторов (второй в нормальном режиме может быть, как отключен, так
и включен). любой оставшийся в работе трансформатор обеспечивает полную потребную
мощность. Согласно ГОСТу, в аварийном режиме допускается работа трансформатора
с перегрузкой 40% до шести суток. При этом коэффициент загрузки должен быть не
более 0,93 и время перегрузки не более шести часов в сутки.

.1 Аварийная нагрузка определяется из условия отказа одного из
трансформаторов подстанции, при этом допускается отключение потребителей 3-ей
категории. В связи с изложенным, мощность трансформатора, на понизительной
подстанции с двумя трансформаторами можно вычислить по следующему выражению:

(

.1)

Где: Smax — максимальная мощность потребителей
мВА

n —
число устанавливаемых трансформаторов.

Действительное ближайшее большее по стандартной шкале номинальных мощностей силовых
трансформаторов.

2.2 Суммарная максимальная нагрузка подстанции Smax;

Smax=18,58мВА

По стандартной шкале номинальных мощностей трансформаторов
(автотрансформаторов) выбираем трансформатор:

ТДТН-40000/110/35/6

.3 После определения номинальной мощности трансформаторов, по аварийной
перегрузке определяется коэффициент загрузки трансформатора в максимальном
режиме при работе всех трансформаторов.

 (2.2)

окончательно принимаем два трансформатора установленной мощностью 25 мВА.

ТДТН 25000-110/35/6

Каталожные данные трансформатора приведены в таблице

Тип трансформатора          Uном ,кВ              Uk%      

кВт

%Ixx,

%

 

ВН

СН

НН

ВН СН

ВН НН

СН НН

ТДТН -25000/110-76У1

115

38,5

6,6

10,50

17

6

140

36

1


3 Расчет токов короткого замыкания

При выборе расчетной схемы для определения токов КЗ следует исходить из
условий длительной её работы и не считается с кратковременными видоизменениями
схемы этой электроустановки (ремонтные, после аварийные режимы) /ПУЭ 1.4.4/.

Для определения возможного наибольшего тока КЗ в каждом узле следует
считать включенными все генераторы в системе, все трансформаторы подстанции и
ЛЭП.

Расчетный ток КЗ следует определять, исходя из условий повреждения в
такой точке рассматриваемой цепи, при КЗ в которой аппараты и проводники этой
цепи находятся в наиболее тяжелых условиях. /ПУЭ 1.4.6/

Расчет токов КЗ производится для выбора или проверки параметров
электрооборудования, а также для выбора или проверки уставок релейной защиты и
автоматики.

 


 

Расчетная схема электрической системы


 

Схема замещения

3.1 Расчет сопротивлений, элементов
схемы замещения подстанции, в относительных единицах

Принимаем
за базисное значение мощности Sб= S=1600
МВА.

Сопротивление
системы:

 (3.1)

 (3.2)

Сопротивление
воздушных линий:

 (3.3)

 Ом/км;

 (3.4)

 Ом/км;

где
X0=0,2 —
сопротивление 1 км линии, Ом/км;

L1=12,5, L2=24,6
длины питающих воздушных линии, км;

UВН — среднее напряжение ступени, где находится воздушная
линия.

Uб1= Uвн =115 кВ Uб2 = Uсн
=38.5 кВ

Uб3 = Uнн =6,6 кВ базисное напряжение
ступени

Сопротивление трансформатора:

 (3.5)

 о.е.

 (3.6)

 (3.7)

 о.е.

где
 — сопротивления соответственно высокой, средней и низкой
обмоток трансформатора.

Определение
ЭДС, сопротивление нагрузки на средней ступени напряжения

; (3.8)

; (3.9)

где
сosф=0,37

; — обобщенная нагрузка


активная пиковая суммарная мощность потребителей (нагрузка)

Определение
ЭДС, сопротивление нагрузки на низкой ступени напряжения

;  (3.10)

;  (3.11)

где
сosф=0,91

3.2 Определение периодической
составляющей тока короткого замыкания

Расчет базисных токов

 (3.12)

 (3.13)

 (3.14)

где
Iб1, Iб2, Iб3 —
базисные токи для высшего, среднего и низкого напряжения.

3.3 Расчет тока КЗ в точке №1, №2, №3

 (3.15)

 (3.16)

 (3.17)

 (3.18)

;  (3.18) (3.19)

 (3.20)

 (3.21)

 (3.22)

 (3.23)

 (3.24)

 (3.25)

 (3.26)

 (3.27)

 (3.28)

.3.1
Определяется ударный ток по выражению:

  (3.29)

где
КУ — ударный коэффициент,

где Та-время затухания апериодической составляющей тока КЗ.

Та115= 0,03

Ударный коэффициент по формуле :

Ку = 1,717

Расчеты токов короткого замыкания для точек К-2, К-3 аналогичны расчету
для точки К-1, поэтому остальные расчеты сводим в таблицу

Расчет токов КЗ

Iб, кА.

Iпо, кА.

Та, с.

Ку

iуд, кА.

К-1

8,03

0,69

1,44

0,03

1,717

3,5

К-2

23,99

4,09

5,87

0,02

1,606

13,33

К-3

139,96

6,09

22,98

0,04

1,78

57,85

В связи с большими токами КЗ на шинах 6 кВ требуется реактирование вводов
6 кВ

Определим ток нормального режима:

 (3.30)

Выбираем
токоограничивающий реактор типа РБ — 10 — 1600 — 0,14

Сопротивление
реактора равно:

 (3.31)

Результирующее
сопротивление цепи до точки короткого замыкания КЗ (со стороны системы)

 (3.32)


начальное
значение периодической составляющей тока КЗ (со стороны системы)

 (3.33)

Определяется ударный ток по выражению:

  (3.34)

где
КУ — ударный коэффициент,

где Та-время затухания апериодической составляющей тока КЗ.

Та115= 0,04

Ударный коэффициент по формуле :Ку = 1,78

 

Iб,

Хрез

Iпо, кА.

Та,

Ку

iуд,
кА.

кА.

о.е.

с.

К-1

8,03

0,69

1,44

0,03

1,717

3,5

К-2

23,99

4,09

5,87

0,02

1,606

13,33

К-3

139,96

6,09

16,7

0,04

1,78

42


4 Выбор проводников на подстанции

Сечение шин выбирается по экономической плотности тока и проверяется на
стойкость к нагреву в форсированном режиме, и по условиям коронирования.

.1 Выбор гибких шин на высоком напряжении

Расчет рабочего максимального тока на высшем напряжении;

 А. (4.1)

где
IР.М. —
рабочий максимальный ток на высшем напряжении

Smax
максимальная мощность на высшем напряжении

Так
как годовое число часов использования максимума мощности Tmax=6508,6 ч, следовательно экономическая плотность тока jЭ=1 А/мм2;

Расчет
сечения провода:

 (4.2)

где Jэк — 1,0 , при Тmax более 5000 ч.

Fрасч — расчетное сопротивление провода

По справочной литературе выбираем провод сечением:

АС-50/8 Iдл.доп.=210 А.

Iдл.доп. — допустимый длительный ток.

Расчет форсированного тока:

 (4.3)

Следовательно,
условие  выполняется.

Проверка
по условию коронирования.

Определение
напряженности электрического поля около поверхности нерасщепленного провода:

 (4.4)

Где:

 — радиус
провода, (4.5)

DПР=0,96см — диаметр провода,

DСР=1,26·D=1,26·300=378см-среднегеометрическое
расстояние между проводами фаз,

D=300 см —
расстояние между проводами фаз.

Определение
критической начальной напряженности поля, при которой возникает разряд в виде
короны.

 (4.6)

где
m=0,82 — коэффициент, учитывающий шероховатость
поверхности провода.

Условие
1,07·Е0,9·Е0 следовательно 1,07·13,0150,9·35,57

19,926 30,013

Условие
выполняется.

.2
Выбор гибких шин на среднем напряжении

Расчет
рабочего максимального тока на среднем напряжении аналогично по формуле (4.1.1)
;

 (4.7)

 А.

где
IР.М. —
рабочий максимальный ток на среднем напряжении

Smax
максимальная мощность на среднем напряжении

Так
как годовое число часов использования максимума мощности Tmax=6078,8 ч, следовательно экономическая плотность тока jЭ=1,1 А/мм2;

Расчет
сечения провода аналогично по формуле (4.1.2) ;

 (4.8)

где Jэк — 1,0 , при Тmax более 5000 ч.

Fрасч — расчетное сопротивление провода

По справочной литературе выбираем провод сечением:

АС-95/16 Iдл.доп.=330 А.

Iдл.доп. — допустимый длительный ток.

Расчет форсированного тока аналогично по формуле (4.1.3) ;

 (4.9)

следовательно,
условие  выполняется.

Проверка
по условию коронирования на напряжение 35кВ не выполняется.

4.3 Выбор гибких шин на низком
напряжении от трансформатора до шин

Расчет рабочего максимального тока на низком напряжении аналогично по
формуле (4.1.1) ;

 (4.10)

где
IР.М. —
рабочий максимальный ток на низком напряжении

Smax
максимальная мощность на низком напряжении

Так
как годовое число часов использования максимума мощности Tmax=7077,5 ч, следовательно экономическая плотность тока jЭ=1 А/мм2;

Расчет
сечения провода аналогично по формуле (4.1.2);

 (4.11)

Fрасч — расчетное сопротивление провода

По
справочной литературе выбираем провода сечением:

АС-400/22 Iдл. доп.=830 А.

Iдл.доп. — допустимый длительный ток.

Расчет форсированного тока аналогично по формуле (4.1.3);

 (4.12)

следовательно,
условие  выполняется.

Выбор
шин на низком напряжении

Сечение
шин выбирается по экономической плотности тока и проверяется на стойкость к
нагреву в форсированном режиме и электродинамическую стойкость.

Расчет
рабочего максимального тока одной шины:

 (4.13)

где
Smax — максимальная мощность на низком напряжении;

n — количество
линий

Расчет
тока в форсированном режиме аналогично по формуле (4.1.3) ;

 (4.14)

Расчет
сечения шин:

 (4.15)

где jЭ — экономическая плотность тока при Tmax=7077,5 ч.

По справочной литературе выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения
одну полосу по 60*10 мм

Iдл.доп.=1115А — длительно допустимый ток.

Проверка
шин на электродинамическую стойкость производится по значению ударного тока
трехфазного КЗ. При этом должно соблюдаться условие : σрасч=σФ+σПσДОП; σДОП=75
МПа.

Усилие
между фазами при протекании трехфазного тока КЗ.

 (4.16)

где:
а=0,8 — расстояние между осями соседних фаз, м.

Момент
сопротивления шин, относительно оси, перпендикулярно действию усилия. Для
однополосных шин.

 (4.17)

где
b=1 см — толщина шины прямоугольного сечения,

h=6 см — ширина
шины прямоугольного сечения.

Определяем
пролет между изоляторами при условии, частота собственных колебаний будет
больше 200 Гц.

200³ (4.18)

откуда,


 

l2 £  (4.19)

где,
j- момент инерции, см4

q- стандартное
сечение шины см2,

l — длина
пролета между изоляторами.

Так
как шины расположены плашмя, то

J=bh3/12,

Где,b и h-
толщина и ширина шины.

J=1*63/12=18cм4

l2£= 1.499 м. откуда

l < 1.224 м.

Принимаем
расстояние между изоляторами 1.2 м.,

Напряжение в материале шин при взаимодействии фаз:

 (4.20)

Так как в фазе одна шина то напряжение в материале при взаимодействии
пакета шин σП=0.

Проверяем условие:

σрасч=
σФ+σП;
σрасч =1,45+0=1,45 МПа (4.21)

σрасч σДОП

следовательно,
условию удовлетворяет.


5 Выбор изоляторов

Опорные изоляторы.

Hиз=35,5 см — высота изолятора

Kh=1

выбираем изолятор:

ОНШ — 10 — 5 УХЛ1

Сила действующая на изолятор.

 (5.1)

 (5.2)

где
Fразр=5000 H/м —
параметр изолятора.

следовательно,
изолятор проходит Fрасч  FДОП
условие выполняется.

Проходные
изоляторы.

Выбираем
изолятор:

ИП
— 10/1000 — 750 У

Сила
действующая на изолятор определяется аналогично по формулам (5.1) и и (5.2) ;

 (5.4)

 (5.5)

где
Fразр=7500 H/м —
параметр изолятора.

следовательно,
изолятор проходит Fрасч  FДОП
условие выполняется.


6 Выбор электрических аппаратов

.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатели являются одним из самых важнейших аппаратов, от которых
зависит надежная работа не только РУ, но и часто всей энергосистемы.
Выключатель служит для отключения и включения цепи в любых режимах: длительная
нагрузка, короткое замыкание, холостой ход. К выключателям предъявляют
следующие требования:

надежное отключение любых токов;

быстрота действия;

пригодность для быстродействующего АПВ;

возможность по фазного управления для выключателей 110 кВ и выше;

легкость ревизии и осмотра контактов;

взрыво-пожаробезопасность.

Разъединители — это контактные коммутационные аппараты, предназначенные
для включения и отключения электрической цепи без тока или с незначительным
током, и который для обеспечения безопасности имеет между контактами в
отключенном положении изоляционный промежуток.

Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки, так как контактная система
их не имеет дугогасительных устройств и в случае ошибочного отключения токов
нагрузки возникает устойчивая дуга, которая может привести к короткому
междуфазному замыканию и несчастным случаям с обслуживающим персоналом.

Выбор выключателей и разъединителей на 110 кВ

выбираем выключатель элегазовый типа:

ВГТ — 110 — 40/2500 У1

Номинальные параметры выключателя:

UНОМ.=110 кВ; IНОМ.=2500 А; IН.Д.=40000 А; iСКВ.=102000 А; IН.ОТКЛ.=40000 А; IН.Т.=40000 А; tН.Т.=3 с; tПО=0,055 с; tСВ=0,04 с.

Расчетные параметры:

Ta=0,03 c — постоянная времени для ВЛ 110 кВ.

тепловой импульс, кА2·с:

 (6.1)

где
tОТКЛ=tРЗ.МАХ.+tПО=1+0,055=1,055
с — время отключения КЗ;

tРЗ.МАХ= 1 с — действие релейной защиты.

 (6.2)

Апериодическая
составляющая тока КЗ:

 (6.3)

где
τ=tРЗ.МИН.+tПО=0,01+0,055=0,065
с — время отключения КЗ

 (6.4)

 (6.5)

где
β=0
номинальная асимметрия отключаемого тока,
находим из графика по τ=
tРЗ.МИН.+tСВ=0,01+0,04=0,05 — время от момента возникновения КЗ до
начала размыкания контактов выключателя.

Результаты расчета сводим в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 — Условия выбора и проверки выключателя

№ п/п

Расчетные параметры

Условия выбора и проверки

Номинальные параметры

1

UНОМ

110=110 кВ

UНОМ

2

IНОМ

2500>186.82
А.

IР.Ф.

3

IН.Д.

40000>5.87 кA

IП1

4

IСКВ.

102000>3,4 кA

IУ1

5

IН.ОТКЛ.

40000>5.87 кA

IП1

6

56,569>9,87 кА

7

4800>37,4 кА·сBК

выбранный выключатель проходит по условиям выбора и проверки.

Выберем тип разъединителей:

РДЗ -1 — 110Б/2000 У1, РДЗ-2-110Б/2000 У1

 

Номинальные параметры:

 

Uном =110 кВ; Iном = 2000 А; iскв = 100кА; Iн.т./tн.т=40кА/3с;

I2н.т. ·tн.т =
31,52
·3=2977
кА2
×с.

Расчетные данные такие же, как для выключателей.

Таблица 6.2 Условия выбора и проверки разъединителей

Расчетные параметры

Условия выбора и проверки

Номинальные параметры

Uуст

 110 = 110, кВ

Uном

Iр.ф.

 186.82 < 2000, А

Iном

iу

 3,4 < 100 кА

iскв

Вк

 37,4 < 2977 кА2×с

I2н.т. ·tн.т

Выбор выключателей и разъединителей на 35 кВ

выбираем выключатель элегазовый типа:

ВГБЭ — 35 — 12,5/630УХЛ1

Номинальные параметры выключателя:

UНОМ.=35 кВ; IНОМ.=630 А; IН.Д.=20000 А; iСКВ.=35000 А; IН.ОТКЛ.=12500 А; IН.Т.=12500 А; tН.Т.=3 с; tПО=0,065 с; tСВ=0,04 с.

Расчетные параметры:

Ta=0,02 c — постоянная времени для ВЛ 35 кВ.

тепловой импульс определяется аналогично по формуле кА2·с:

 (6.6)

где
tОТКЛ=tРЗ.МАХ.+tПО=1+0,065=1.065
с — время отключения КЗ;

tРЗ.МАХ= 1 с — действие релейной защиты.

определяется
аналогично по формуле

 (6.7)

Апериодическая
составляющая тока КЗ определяется аналогично по формуле

 (6.8)

где
τ=tРЗ.МИН.+tПО=0,01+0,065=0,075
с — время отключения КЗ

определяется
аналогично по формуле

 (6.9)

определяется
аналогично по формуле

 (6.10)

где β=0,35 номинальная асимметрия отключаемого тока, находим из графика
по τ=
tРЗ.МИН.+tСВ=0,01+0,05=0,06 — время от момента возникновения КЗ до начала
размыкания контактов выключателя

Результаты расчета сводим в таблицу 6.3.

Таблица 6.3 — Условия выбора и проверки выключателя

№ п/п

Расчетные параметры

Условия выбора и проверки

Номинальные параметры

1

UНОМ

35=35 кВ

UНОМ

2

IНОМ

630>434
А.

IР.Ф.

3

IН.Д.

20000>5,87кA

IП2

4

IСКВ.

35000>13,33кA

IУ2

5

IН.ОТКЛ.

12,5>5,87 кA

IП2

6

23,86>8,52кА

7

1200>37,4кА·сBК

выбранный выключатель проходит по условиям выбора и проверки.

Выберем тип разъединителей:

 

РДЗ -1 — 35Б/1000 У1, РДЗ-2-35Б/1000 У1

 

Номинальные параметры:

 

Uном =35 кВ; Iном = 1000 А; iскв = 63кА; Iн.т./tн.т=25кА/4с;

I2н.т. ·tн.т =
252
·4=2500
кА2
×с.

Расчетные данные такие же, как для выключателей.

Таблица 6.4 Условия выбора и проверки разъединителей

Расчетные параметры

Условия выбора и проверки

Номинальные параметры

 35 = 35, кВ

Uном

Iр.ф.

 434< 1000, А

Iном

iу

 13,33< 63 кА

iскв

Вк

 37,4 < 2500 кА2×с

I2н.т. ·tн.т

Выбор вводного и секционного выключателя на 6 кВ

выбираем выключатель вакуумный с электромагнитным приводом типа:

ВВЭ — М — 10 — 40/2000

Номинальные параметры выключателя:

UНОМ.=10 кВ; IНОМ.=2000 А; IН.Д.=40000 А; iСКВ.=104000 А; IН.ОТКЛ.=40000 А; IН.Т.=40000 А; tН.Т.=4 с; tПО=0,05 с; tСВ=0,1 с.

Ta=0,04 c — постоянная времени для ВЛ 6 кВ.

Тепловой импульс определяется аналогично по формуле кА2·с:

 (6.11)

где
tОТКЛ=tРЗ.МАХ.+tПО=1+0,04=1,04
с — время отключения КЗ;

tРЗ.МАХ= 1 с — действие релейной защиты.

определяется
аналогично по формуле

 (6.12)

Апериодическая
составляющая тока КЗ определяется аналогично по формуле

 (6.13)

где: τ=tРЗ. МИН.+tПО=0,01+0,01=0,02 с — время отключения
КЗ определяется аналогично по формуле

 (6.14)

определяется
аналогично по формуле

 (6.15)

где
β=0,35
номинальная асимметрия отключаемого тока,
находим из графика по τ=
tРЗ.МИН.+tСВ=0,01+0,1=0,11 — время от момента возникновения КЗ до
начала размыкания контактов выключателя.

Результаты
расчета сводим в таблицу 6.5.

Таблица
6.5 — Условия выбора и проверки выключателя

№ п/п

Расчетные параметры

Условия выбора и проверки

Номинальные параметры

1

UНОМ

10>6 кВ

UНОМ

2

IНОМ

2000>787,8
А.

IР.Ф.

3

IН.Д.

40000>16700A

IП3

4

IСКВ.

104000>42000
A

IУ3

5

IН.ОТКЛ.

40000>16700A

IП3

6

 76,4>37,9 кА

7

4800>301,2 кА·с.BК

выбранный выключатель проходит по условиям выбора и проверки.

Выбор выключателя для отходящих линий на 6 кВ

Номинальные параметры выключателя:

ВВЭ — М — 10 /630

UНОМ.=10 кВ; IНОМ.=630 А; IН.Д.=20000 А; iСКВ.=52000 А;

IН.ОТКЛ.=20000 А; IН.Т.=20000 А; tН.Т.=3 с; tПО=0,1 с; tСВ=0,04 с.

тепловой импульс определяется аналогично по формуле кА2·с:


 (6.11)

где
tОТКЛ=tРЗ.МАХ.+tПО=1+0,1=1.1
с — время отключения КЗ;

tРЗ.МАХ= 1 с — действие релейной защиты.

определяется
аналогично по формуле:

 (6.12)

Апериодическая
составляющая тока КЗ определяется аналогично по формуле

 (6.13)

где
τ=tРЗ.МИН.+tПО=0,01+0,01=0,02
с — время отключения КЗ

определяется
аналогично по формуле:

 (6.14)

определяется
аналогично по формуле:

 (6.15)

где
β=0,35
номинальная асимметрия отключаемого тока,
находим из графика по τ=
tРЗ.МИН.+tСВ=0,01+0,055=0,065 — время от момента возникновения КЗ
до начала размыкания контактов выключателя

Результаты
расчета сводим в таблицу 6.6

Таблица 6.6 — Условия выбора и проверки выключателя

№ п/п

Расчетные параметры

Условия выбора и проверки

Номинальные параметры

1

UНОМ

10>6 кВ

UНОМ

2

IНОМ

630>318 А.

IР.Ф.

3

IН.Д.

20000>16700A

IП3

4

IСКВ.

52000>42000A

IУ3

5

IН.ОТКЛ.

20000>16700A

IП3

6

 38,18>37,9 кА

7

1200>301,2 кА·с.BК

выбранный выключатель проходит по условиям выбора и проверки.


7 Выбор измерительных трансформаторов

.1 Выбор трансформаторов тока

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

Выбор трансформатор тока производится по напряжению установки, рабочему
току первичной цепи, нагрузке вторичной цепи при выбранном классе точности.

Выбор трансформаторов тока на 110 кВ

Так как по плану реконструкции произведена замена баковых масляных
выключателей на элегазовые ВГТ со встроенными трансформаторами тока ТВ-110I

На 110 кВ выбираем встроенные трансформаторы тока ТВ-110I-300/5. Условия выбора
трансформаторов тока сведены в таблицу .

Перечень приборов подключенных к вторичной обмотке данного ТТ. сведен в
таблицу 7.1

Приборы

Тип прибора

Нагрузка фазы, ВА

А

В

С

Амперметр

Э-365

0,5

0,5

0,5

Ваттметр

Д-335

0,5

——

0,5

Варметр

Д-335

0,5

——

0,5

Энергомер активной энергии

Ф-68700В

2,5

——

2,5

Энергомер реактивной
энергии

Ц-6801

2,5

——

2,5

Итого

6,50,56,5

Выбор сечения контрольного кабеля

Определяем общее сопротивление приборов по формуле:

=  (7.1)

Сопротивление
соединительных проводов по формуле:

Zпров = Z2- Rприб -Rконт (7.2)

Zпров = 1.2- 0.26 -0.1 = 0.84 Ом

Согласно
генплана длинна кабеля от ТТ до ОПУ равна 75 м.

Рассчитаем
сечение контрольного кабеля по формуле:

 (7.3)

 = 2.53
мм2

По
условию механической прочности сечение для алюминиевых жил должно быть не менее
4 мм2.

Принимаем
контрольный кабель с алюминиевыми жилами типа АКРВГ сечением qстан=4 мм2

Сопротивление
проводов при выбранном стандартном сечении

 = 0.53
Ом

Вторичная
нагрузка трансформаторов тока


= 0,89 Ом

Условие
проверки.

< = 1,2

Условие
выполняется, следовательно, трансформатор тока выбран, верно.

Каталожные
данные ТВ -110 -1 ХЛ2

Табл.
7.2

Uном, кВ

I1н, А

I2н, А

Номинальная нагрузка в
классе 0.5

Термическая стойкость

Z2ном

ток, кА

Время, с

110

300

5

10

20

3

1.2

К установки также принимаются трансформаторы тока встроенные во ввода
силовых трансформаторов (в резерв).

Принимаем ТТ типа ТВТ-110-1-100/5

Паспортные данные сведены в таблицу 7.9

Каталожные данные ТВТ-110-1 ХЛ2

Табл. 7.3

Uном, кВ

I1н, А

I2н, А

Номинальная нагрузка в
классе 0.5

Термическая стойкость

Z2ном

ток, кА

Время, с

110

300

5

10

20

3

0,4

Выбор трансформаторов тока на 35 кВ

выбираем трансформатор тока на 35 кВ:

На 35 кВ выбираем встроенные трансформаторы тока ТВ-35I-600/5 -У1. Условия выбора
трансформаторов тока.

Номинальные параметры:

UНОМ=35 кВ; IН1=600 А; IН2=5 А ; класс точности 1.

нагрузкой на трансформатор тока является:

Таблица 7.4 — Приборы устанавливаемые на среднем напряжении.

Приборы

Тип

Потребляемая мощность, ВА

Амперметр

Н-393

2

Ваттметр

Н-395

0,5

Варметр

 Н-395

0,5

Счетчик активной энергии

CAЗ-H681

0,2

Счетчик реактивной энергии

CP4-H689

0,2

Мощность потребляемая приборами, ВА;

 (7.4)

где
SA=2 ВА — потребляемая мощность амперметра;

SW=0,5
ВА — потребляемая мощность ваттметра;

SVar=0,5
ВА — потребляемая мощность варметра;

SWh=0,2
ВА — потребляемая мощность счетчика активной энергии;

SVarh=0,2
ВА — потребляемая мощность счетчика реактивной энергии.

Расчет
сопротивления проводов аналогично по формуле:

 (7.5)

где IН2=5 А — вторичный номинальный ток
трансформатора тока.

Расчет вторичной нагрузки. нагрузка состоит из сопротивления приборов,
соединительных проводов и переходного сопротивления контактов выполняется по
формуле:

 (7.6)

где
ZН2=1.2 Ом
— номинально допустимая нагрузка трансформатора тока;

rK=0,05
Ом — переходное сопротивление контактов

По
расчетному сопротивлению rПРОВ
определяется сечение соединительных проводов по формуле:

 (7.7)

где
ρ=0,0175
 — удельное сопротивление для медных проводов;

lрасч=65 м — расчетная длина проводов от трансформатора
тока до приборов.

Выбираем
стандартное сечение провода:

qст=2.5 мм2.

Используем
кабель типа КПВГ — 10*2.5.

выбираем
трансформатор тока для релейной защиты:

ТВ-35I-600/5
-У1

Номинальные параметры:

UНОМ=110 кВ; IН1=600 А; IН2=5 А; класс точности 10.

Выбор трансформаторов тока на 6 кВ расположенный до шин

выбираем трансформатор тока на 6 кВ:

ТЛ — 10 — У3

Номинальные параметры:

UНОМ=10 кВ; IН1=2000А; IН2=5 А; класс точности 1.

нагрузкой на трансформатор тока является:

Таблица 7.5 — Приборы устанавливаемые на низком напряжении.

Приборы

Тип

Потребляемая мощность, ВА

Амперметр

Э-335

2

Ваттметр

Д-335

0,5

Варметр

 Д-335

0,5

Счетчик активной энергии

CAЗ-H681

0,2

Счетчик реактивной энергии

CP4-H689

0,2

Мощность потребляемая приборами определяется аналогично по формуле: ВА;

 (7.4)

где
SA=2 ВА — потребляемая мощность амперметра;

SW=0,5
ВА — потребляемая мощность ваттметра;

SVar=0,5
ВА — потребляемая мощность варметра;

SWh=0,2
ВА — потребляемая мощность счетчика активной энергии;

SVarh=0,2 ВА — потребляемая мощность счетчика реактивной энергии.

Расчет сопротивления проводов аналогично по формуле:

 (7.5)

где
IН2=5 А —
вторичный номинальный ток трансформатора тока.

Расчет
вторичной нагрузки. нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных
проводов и переходного сопротивления контактов выполняется по формуле:

 (7.6)

где
ZН2=0,6 Ом
— номинально допустимая нагрузка трансформатора тока;

rK=0,1
Ом — переходное сопротивление контактов

По
расчетному сопротивлению rПРОВ
определяется сечение соединительных проводов по формуле:

 (7.7)

где
ρ=0,0175
 — удельное сопротивление для медных проводов;

lрасч=4 м — расчетная длина проводов от трансформатора тока
до приборов.

Выбираем
стандартное сечение провода:

qст=2,5 мм2.

Используем кабель типа КПВГ — 10*2,5.

Выбор трансформаторов тока на 6 кВ расположенных между секциями

выбираем трансформатор тока на 6 кВ:

ТЛ — 10 — У3

Номинальные параметры:

UНОМ=10 кВ; IН1=1500 А; IН2=5 А; класс точности 1.

нагрузкой на трансформатор тока является:

Таблица 7.6 — Приборы, устанавливаемые на низком напряжении.

Приборы

Тип

Потребляемая мощность, ВА

Амперметр

Э-335

2

Ваттметр

Д-335

0,5

Варметр

 Д-335

0,5

Счетчик активной энергии

CAЗ-H681

0,2

Счетчик реактивной энергии

CP4-H689

0,2

Мощность, потребляемая приборами, определяется аналогично по формуле: ВА;

 (7.4)

где
SA=2 ВА — потребляемая мощность амперметра;

SW=0,5
ВА — потребляемая мощность ваттметра;

SVar=0,5
ВА — потребляемая мощность варметра;

SWh=0,2
ВА — потребляемая мощность счетчика активной энергии;

SVarh=0,2
ВА — потребляемая мощность счетчика реактивной энергии.

Расчет
сопротивления проводов:

Расчет
сопротивления проводов определяется по формуле:


 (7.5)

где
IН2=5 А —
вторичный номинальный ток трансформатора тока.

Расчет
вторичной нагрузки. нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных
проводов и переходного сопротивления контактов выполняется по формуле :

 (7.6)

где
ZН2=0,6 Ом
— номинально допустимая нагрузка трансформатора тока;

rK=0,05
Ом — переходное сопротивление контактов

По
расчетному сопротивлению rПРОВ определяется
сечение соединительных проводов по формуле:

 (7.7)

где
ρ=0,0175
 — удельное сопротивление для медных проводов;

lрасч=5 м — расчетная длина проводов от трансформатора тока
до приборов.

Выбираем
стандартное сечение провода:

qст=2,5 мм2.

Выбор
трансформаторов тока на 6 кВ расположенный на РП

выбираем
трансформатор тока на 6 кВ:

ТЛ — 10 — У3

Номинальные параметры:

UНОМ=10 кВ; IН1=600А; IН2=5 А; класс точности 1.

нагрузкой на трансформатор тока является:

Таблица 7.7 — Приборы устанавливаемые на низком напряжении.

Приборы

Тип

Потребляемая мощность, ВА

Амперметр

Э-335

2

Ваттметр

Д-335

0,5

Варметр

 Д-335

0,5

Счетчик активной энергии

CAЗ-H681

0,2

Счетчик реактивной энергии

CP4-H689

0,2

Мощность потребляемая приборами определяется аналогично по формуле: ВА;

 (7.4)

где
SA=2 ВА — потребляемая мощность амперметра;

SW=0,5
ВА — потребляемая мощность ваттметра;

SVar=0,5
ВА — потребляемая мощность варметра;

SWh=0,2
ВА — потребляемая мощность счетчика активной энергии;

SVarh=0,2
ВА — потребляемая мощность счетчика реактивной энергии.

Расчет
сопротивления проводов:

Расчет
сопротивления проводов определяется по формуле:

 (7.5)

где
IН2=5 А —
вторичный номинальный ток трансформатора тока.

Расчет вторичной нагрузки. нагрузка состоит из сопротивления приборов,
соединительных проводов и переходного сопротивления контактов выполняется по
формуле:

 (7.6)

где
ZН2=0,6 Ом
— номинально допустимая нагрузка трансформатора тока;

rK=0,05
Ом — переходное сопротивление контактов

По
расчетному сопротивлению rПРОВ
определяется сечение соединительных проводов по формуле:

 (7.7)

где
ρ=0,0175
 — удельное сопротивление для медных проводов;

lрасч=5 м — расчетная длина проводов от трансформатора тока
до приборов.

Выбираем
стандартное сечение провода:

qст=2,5 мм2.

Используем
кабель типа КПВГ — 10*2,5.

7.2
Выбор трансформаторов напряжения

Трансформатор
напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартной
величины 100 В или  В и для отделения цепей высокого напряжения.

Трансформаторы
напряжения выбираются по напряжению установки, конструкции и классу точности.
Они устанавливаются на каждой секции сборных шин. В РУ 110 кВ применяют
трансформаторы типа НКФ. В РУ 35 кВ применяют трансформаторы типа ЗНОМ. В РУ 10
кВ применяют трансформаторы типа НАМИ с двумя вторичными обмотками, одна из
которых служит для присоединения измерительных приборов, другая — для контроля
изоляции.

Для
того, чтобы трансформатор не вышел из заданного класса точности, необходимо
соблюдение условия:

где
SΣПРИБ —
нагрузка измерительных приборов трех фаз, ВА;

SНОМ — номинальная мощность трансформатора напряжения, ВА.

В
качестве соединительных проводов принимаем по условиям механической прочности
медные провода сечением 1,5 мм2.

Выбор
трансформаторов напряжения на 110 кВ

На напряжение 110 кВ. принимаем ТН типа НКФ-110-58У1

Паспортные данные НКФ-110-58У1

Таблица 7.8

Uном, кВ

Номинальное напряжение
обмоток, В

Номинальная мощность в
классе 0.5 ВА

Предельная мощность ВА

Группа соединений

 

Первичная

Вторичная

110000/Ö3

100/Ö3

400

2000

1/1/1-00

Вторичная нагрузка НКФ-110-58У1.

Таблица 7.9

Приборы

Тип прибора

Мощность одной обмотки, ВА

Число обмоток

cosf

sinf

Число приборов

Общая потребляемая мощность

Р, Вт

Q, вар

Вольтметр

Э-365

2

1

1

0

1

2

Осцилограф

———

8

1

1

0

1

8

ФИП

——-

3

1

1

0

1

3

Ваттметр

Д-335

1,5

2

1

0

1

3

Варметр

Д-335

1,5

2

1

0

1

3

Счетчик Активный

Ф-68700В

2

2

0,38

0,925

2

8

19,47

Счетчик реактивный

Ц-6801

2

2

0,38

0,925

2

8

Итого

35

38,94

Полная мощность вторичной нагрузки ТН находим по формуле:

где, SРприб
и SQприб -соответственно активная и
реактивная нагрузка ТН из таблицы

S 2S=

S2S=52,35

Условие выполняется, окончательно принимаем НКФ-110-58Т1

Выбор трансформаторов напряжения на 35 кВ

На напряжение 35кВ. принимаем ТН типа НАМИ-35-УХЛ1

Паспортные данные НАМИ-35-УХЛ1

Таблица 7.10

Uном, кВ

Номинальное напряжение
обмоток, В

Номинальная мощность в
классе 0.5 ВА

Предельная мощность ВА

Группа соединений

 

Первичная

Вторичная

35

35000

100

360

2000

1/1/1-00

Вторичная нагрузка НАМИ-35-УХЛ1

Таблица 7.11

Приборы

Тип прибора

Мощность одной обмотки, ВА

Число обмоток

cosf

sinf

Число приборов

Общая потребляемая мощность

Р, Вт

Q, вар

Вольтметр

Э-365

2

1

1

0

1

2

Ваттметр

Д-335

1,5

2

1

0

1

3

Варметр

Д-335

1,5

2

1

0

1

3

Счетчик Активный

Ф-68700В

2

2

0,38

0,925

2

8

19,47

Счетчик реактивный

Ц-6801

2

2

0,38

0,925

2

8

19,47

Итого

24

38,94

Полная мощность вторичной нагрузки ТН находим по формуле:

где, SРприб
и SQприб -соответственно активная и
реактивная нагрузка ТН из таблицы

S 2S=

S2S=45,74

Условие
выполняется, окончательно принимаем НАМИ-35-УХЛ1.

Выбор трансформаторов напряжения на 6 кВ

На напряжение 6 кВ измерительные трансформаторы напряжения входят в
комплект оборудования шкафов КРУ. Для КРУ типа К — 105 приняты трансформаторы
напряжения типа НАМИ-6.

Условия выбора:

Uуст = 6 кВ ≤ Uном = 6 кВ,

S2Σ = 134,7 ВА ≤ S2H = 3 · 75 = 225 ВА.

Три однофазных трансформатора напряжения, соединённых в звезду, имеют
мощность:

S2H = 3 · 75 = 225 ВА.

Полная мощность вторичной нагрузки согласно формуле 5.2.2.1:

Таблица 7.12 — Вторичная нагрузка трансформатора
напряжения НАМИ-6

Приборы

Тип прибора

Мощность одн. обм.

Число обмоток

cos φ

sin φ

Число приборов

Общая потребляемая мощность

Р,Вт

Q, Вар

Вольтметр

Сборн. шина

Э-365

2

1

1

0

1

2

Ваттметр

Ввод 6 кВ от трансформатора

Д-335

1,5

2

1

0

1

3

Варметр

Д-335

1,5

2

1

0

1

3

Счётчик активной энергии

САЗ-Н681

2

2

0,38

0,92

1

4

9,74

Счётчик реактивной энергии

СР4-Н689

3

2

0,38

0,92

1

6

14,6

Счётчик активной энергии

линии 6 кВ

САЗ-Н681

2

2

0,38

0,92

4

16

38,9

Счётчик реактивной энергии

СР4-Н689

3

2

0,38

0,92

4

24

58,4

Итого

58

121,6

Условия проверки выполнены. следовательно, трансформатор напряжения
выбран, верно.

 

8 Выбор
ограничителей перенапряжения (ОПН)

ОПН — ограничитель перенапряжения нелинейный являются безыскровыми
разрядниками, предназначены для защиты изоляции электрооборудования от грозовых
и коммутационных перенапряжений.

Выбор производится по номинальному напряжению электроустановки.

Выбор ОПН сведен в таблицу 7.

Тип

Uс,

U 30/60при токе, А

U 8/20 при токе кА

U1/4

Доп .напряжение,кВ в
течении,ч

 

кВ

250

500

1000

2000

3

5

10

20

40

 

0,1с

10с

60с

20м

24ч

ОПН-110-100-10(1)

100

246

254

264

278

309

342

385

438

383

150

144

137

132

123

118

110

ОПН-35-40.5-10(1)

40,5

96,7

100

104

109

114

121

135

151

172

151

60,7

58,3

55,5

53,5

49,8

47,8

44,5

ОПН-6-7.2-10(1)

7,2

16,9

17,4

18,1

19,1

19,9

21,2

23,5

26,4

30

26,3

10,8

10,3

9,86

9,5

8,86

8,5

7,91


9 Выбор оперативного тока

К системам оперативного тока предъявляются требования высокой надежности,
а также безотказности действия при КЗ и других ненормальных режимах в цепях
первичного тока.

применяются следующие системы оперативного тока на п/с:

постоянный оперативный ток — система питания, при которой в качестве
источника питания используется аккумуляторная батарея;

выпрямленный оперативный ток — система питания, в которой переменный ток
преобразуется в постоянный, с помощью блоков питания и выпрямительных силовых
устройств;

переменный оперативный ток — система питания, при которой, в качестве
источника питания используются измерительные трансформаторы тока защищаемых
присоединений, трансформаторы напряжения и трансформаторы собственных нужд;

смешанная система оперативного тока — система питания, при которой
используются разные системы оперативного тока.

В системах оперативного тока различают: зависимое питание и не зависимое
питание.

На п/с «Молодежая» применяем смешанную систему оперативного тока: от
аккумуляторных батарей — 220В, цепей управления вспомогательного оборудования
на переменном токе 220Вольт. В аварийных случаях, при потери собственных нужд,
на п/с предусмотрен преобразовательный агрегат напряжения. Для устройств связи,
аварийного освещения и цепей управления, выполненных на переменном токе.


10 Выбор главной схемы электрических соединений подстанции

Главная схема подстанции является основным элементом, определяющим все
свойства, особенности, техническую и экономическую характеристику подстанции в
целом.

При выборе электрической схемы подстанции должны учитываться:

1. надежность электроснабжения потребителей в соответствии с их
категориями;

2.       надежность работы оборудования подстанции;

.        безопасность и удобство обслуживания;

.        экономичность сооружения и эксплуатации;

.        простота, наглядность и возможность дальнейшего расширения
схемы.

Главная схема определяет выбор конструктивного типа каждого РУ, что
влияет на режимные свойства подстанции и эксплуатационную надежность схемы.

Распределительное устройство состоит из подходящих и отходящих
присоединений, подключенных к общим шинам. Главными элементами каждого
присоединения являются выключатели, разъединители, измерительные
трансформаторы. Элементы РУ соединяются между собой по принятой схеме. При этом
рекомендуется использовать типовые схемы РУ, рекомендуемые нормами
технологического проектирования.

Для РУ 110 кВ выберем схему мостика с выключателями в цепях линий и
ремонтной перемычкой со стороны линий.

Эта схема применяется на подстанциях мощностью трансформаторов до 63 МВА.

Для РУ 35 кВ — одна рабочая секционированная выключателем система шин,
с одним выключателем на присоединение.

такая схема применяется при числе присоединений до 10 включительно.

Для РУ 10 кВ — одна секционированная выключателем система сборных шин,
разделенная на четыре секции.

При проектировании РУ 10 кВ рекомендуется применять комплектные ячейки.


11 Выбор ячеек КРУ

Комплектные электротехнические устройства выпускаются для
распреде-лительных устройств. КРУ — защищенные электротехнические устройства,
предназначенные для приема и распределения электроэнергии и состоящие из шкафов
или блоков со встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики,
измерительными приборами и вспомогательными устройствами, поставляемые в
собранном виде или полностью подготовленном к сборке виде.

Выберем КРУ внутренней установки:

Ячейки для водных выключателей:

 

К — 105

Uном = 10 кВ, Iн.шк. = 2000 А,

 

тип выключателя ВВЭ — 10 — 40/2000 У1 со встроенным
электромагнитным приводом

— Ячейки для секционных выключателей:

 

К — 105

Uном = 10 кВ, Iн.шк. =1000 А,

 

тип выключателя ВВЭ — 10 — 40/1000 У1 со встроенным
электромагнитным приводом

— Ячейки для отходящих линий:

 

К — 105

Uном = 10 кВ, Iн.шк. = 1000. А,


 

тип выключателя ВВЭ — 10 — 40/1000 У1 со встроенным
электромагнитным приводом


12 Выбор разрядников

В настоящее время для защиты оборудования подстанции от атмосферных и
внутренних перенапряжений используют нелинейные ограничители перенапряжений.

На высшем напряжении устанавливаем:

ОПН — 110 У1

На среднем напряжении устанавливаем:

ОПН — 35 / 38 — 40.5 — 10 ( I )

На низшем напряжении устанавливаем:

ОПН — 10


13 Выбор
трансформаторов собственных нужд

Собственные нужды подстанции являются одним из наиболее ответственных
потребителей, так как от надежной работы механизмов собственных нужд зависит
нормальное функционирование подстанции.

На всех подстанциях необходимо устанавливать не менее двух
трансформаторов собственных нужд.

Схемы собственных нужд подстанции должны предусматривать присоединение
трансформаторов собственных нужд к разным источникам питания (вводам разных
трансформаторов, различным секциям РУ и т.п.). На стороне низкого напряжения
трансформаторы собственных нужд должны работать раздельно с АВР.

Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузке
собственных нужд с учетом коэффициентов загрузки и одновременности. По данным
определяем установленные мощности механизмов собственных нужд Руст ,
Qуст (при cosj = 0.85) и расчетную мощность, кВ×А:

, (13.1)

где
Кс = 0,8 — коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты
загрузки и одновременности.

На
двухтрансформаторных подстанциях 35 — 750 кВ устанавливаются два трансформатора
собственных нужд.

Мощность
трансформатора с.н.:

 

Sн..т. ³ Sрасч / КП ,
(13.2)

где КП = 1,3 — коэффициент допустимой аварийной
перегрузки.

защита трансформаторов с.н. с номинальной мощностью до 250 кВ×А

Включительно осуществляется плавкими предохранителями на высшем
напряжении и автоматическими выключателями на низшем.

Устройства охлаждения трансформаторов ТДТН — 40000 — 110

 

Руст = 2· 3,5 = 7 кВт,

Qуст = Руст·tgj ;Qуст =
7
·0,62 = 4,34
квар;

подогрев выключателей:

ВГТ — 110 кВ Руст =1,8·4 =7,2 кВт,

ВГБЭ — 35 кВ Руст =1,8·8 =14,4 кВт;

подогрев приводов разъединителей:

на 110 кВ Руст =0,6·10 = 16 кВт,

на 35 кВ Руст =0,6·14 =8,4 кВт;

Отопление, освещение, вентиляция ОПУ и ЗРУ 10 кВ:

 

Руст =30 кВт;

Освещение ОРУ:

на 110 кВ Руст =5 кВт,

на 35 кВ Руст =5 кВт;

Маслохозяйство:

 

Руст =100 кВт;

Аппаратура связи и телемеханики:

 

Руст =1 кВт;

Подзарядные агрегаты:

 

Руст = 2· 23 = 46 кВт,

Qуст = Руст·tgj ;Qуст =
46
·0,45 = 20,7
квар.

По формуле определим расчетную мощность трансформаторов с.н.:

 (13.1)

Мощность
трансформатора с.н. определяется по формуле (13.2):

Sн..т. = 194 / 1,3 = 149.2 кВ×А.

 

Выберем
трансформаторы с.н.:

ТМ
— 10/6/0,4

UВН =10 кВ, UНН = 0,4 кВ.

 

Для защиты трансформаторов с.н. выберем предохранители. Выбор
производится по Uном=6 кВ установки, Iр.м и току короткого замыкания, IП3=32.8 кА.

 (13.3)

Выберем
предохранитель

ПКТ
101 — 6 — 16 31,5 У3

IНОМ.ПР.=16А>IР.М.; IНОМ.ОТКЛ.=31,5кА>

выбранный
предохранитель удовлетворяет условиям.


14 Молниезащита подстанции

Молниезащита подстанции

Молниезащита — это комплекс защитных устройств, предназначенных для
обеспечения безопасности людей, сохранности зданий и оборудования от возможных
взрывов, пожаров и разрушений, возникающих при воздействии молнии.

Защита электрооборудования подстанции от прямых ударов молнии
осуществляется с помощью стержневых молниеотводов. Молниеприемники целесообразно
устанавливать на порталах, прожекторных мачтах и крышах зданий.
Металлоконструкции порталов и мачт при этом используются в качестве
токоотводов, соединяющих молниеприемники с Заземлителем.

Молниеотвод — это устройство, вызывающее на себя прямой удар молнии и
отводящее ток молнии в землю. Молниеотвод состоит из несущей части — опоры (
который может служить само здание или сооружение), молниеприемника, токоотвода
и заземлителя. Наиболее распространенные стержневые и тросовые молниеотводы.

В соответствии с «Инструкцией по проектированию и устройство молниезащиты
разделяются на три категории. Молниезащита на подстанции 110/35/6 выполняется
так, как для объектов первой категории. Защита производства:

от прямых ударов молнии — отдельно стоящим стержневым и тросовыми
молниеотводами;

от зарядов статического электричества — заземлением всех металлических
корпусов электрооборудования, установленного в защищаемых зонах через
специальные заземлители с сопротивлением растеканию токов не более 10 Ом;

от магнитного поля, проявляющегося как вторичное действие молнии и
индуктирующие в контурах ЭДС, для чего применяется устройство перемычек,
соединяющих контуры.

В районе расположения подстанции продолжительность гроз за год до 20
часов. следовательно, согласно требованиям ПУЭ для ОРУ напряжением 35кВ, а так
же для здания ЗРУ выполнения защиты от прямых ударов молнии не требуется.

защита ОРУ осуществляется, как правило, молниеотводами, устанавливаемыми
на конструкциях ОРУ. Также возможно применение и отдельно стоящих молниеотводов.

Зона
защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h имеет вид
«шатра». Горизонтальное сечение зоны защиты на любой высоте представляет собой круг радиусом , который, согласно руководящим указаниям по расчету
зон стержневых и тросовых молниеотводов высотой до 60 м, рекомендуется
рассчитывать по формуле:

 (14.1)

Где
 = 11,5 м — высота защищаемого объекта

— высота
молниеотвода


коэффициент зависящий от

при
< 30 м

при
 = 30 — 100 м значение

 —
активная часть молниеотвода определяется как

Радиус
зоны защиты для каждого молниеотвода рассчитывается также как и для одиночного
молниеотвода.

Высота зоны защиты для молниеотводов одинаковой высоты вычисляется
согласно выражению

 (14.2)

Где
L — расстояние между молниеотводами

Ширина
зоны защиты для молниеотводов одинаковой высоты определяется выражением

 (14.3)

Результаты
расчета защитных зон молниеотводов приведены в таблицу

Таблица
расчета молниезащиты подстанции

№ молниеотводов

L, м

h, м

hx, м

hа, м

rx, м

hо, м

1 — 2

28

20

11,5

8,5

8,6

18,4

6,03

1 — 3

28

20

11,5

8,5

8,6

18,4

6,03

2 — 4

28

20

11,5

8,5

8,6

18,4

6,03

3 — 5

28

20

11,5

8,5

8,6

18,4

6,03

4 — 6

45

20

11,5

8,5

8,6

15,9

2,4

5 — 7

45

20

11,5

8,5

8,6

15,9

2,4

6 — 7

28

20

11,5

13,5

14,79

23,7

13,9

7 — 6

28

20

11,5

13,5

14,79

23,7

13,9


 

2. Охрана труда

2.1 Технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ, выполняемых со снятием
напряжения свыше 1 кв.

Отключение установки с проведением
мер, предотвращающих ошибочную подачу напряжения к месту работ.

Безопасность работ, выполняемых с
отключением напряжения, обеспечивается техническими мероприятиями. На месте
производства работ со снятием напряжения в электроустановках напряжением выше
1000 В должны быть отключены:

— токоведущие части, на которых будут проводиться
работы;

не огражденные токоведущие части, к которым возможно
приближение людей на расстояние менее 0,6 м (в электроустановках напряжением
3…35 кВ), 1 м (в электроустановках напряжением 60…ПО кВ), 2 м (в
электроустановках напряжением 220 кВ) или возможно приближение механизмов и
грузоподъемных машин в рабочем и транспортном положениях от стропов
грузозахватных приспособлений и грузов на расстояния менее 1 м; 1,5; 2,5 м
соответственно указанным выше напряжениям электроустановок,

В электроустановках напряжением выше
1000 В. с каждой стороны, откуда коммутационным аппаратом может быть подано
напряжение на место работы, должен быть видимый промежуток, образованный
отсоединением или снятием шин и проводов, отключением разъединителей, снятием
предохранителей, а также отключением отделителей и выключателей нагрузки, за
исключением тех, у которых автоматическое выключение осуществляется пружинами,
установленными на аппаратах.

Трансформаторы напряжения и силовые
трансформаторы, связанные с выделенным для производства работ участком
электроустановки, должны быть отключены также и со стороны подачи напряжения до
1000 В, чтобы исключить обратную индукцию.

Отключение электроустановок напряжением
выше 1000 В. с помощью коммутационных аппаратов в распределительных пунктах и
трансформаторных подстанциях производят в определенном порядке. Силовые
трансформаторы отключают в последовательности, зависящей от способа их
подсоединения к сети высшего Напряжения.

Если присоединение трансформатора
выполнено с помощью высоковольтного выключателя, то последовательность
отключения такова: высоковольтный выключатель, шинные разъединители, линейные
разъединители, рубильник (предохранители) со стороны подачи низшего напряжения
силового трансформатора. В случае присоединения силового трансформатора с
помощью выключателя нагрузки с предохранителями со стороны подачи высшего
напряжения отключают выключатель нагрузки, шинные разъединители, рубильник
(предохранители) со стороны подачи низшего напряжения силового трансформатора.

В случае присоединения силового
трансформатора к сети высшего напряжения с помощью разъединителей для его
отключения необходимо сначала отключить всю нагрузку со стороны низшего
напряжения, затем разъединители со стороны подачи высшего напряжения и
высоковольтные предохранители.

Приводы разъединителей, отделителей,
выключателей нагрузки, с помощью которых может быть подано напряжение к месту
работы, должны быть механически зафиксированы в отключенном положении (висячим
замком, блокировочным замком и т.п.) для исключения их ошибочного или
самопроизвольного включения.

Если приводы этих аппаратов имеют
дистанционное управление, то они должны быть заперты механически и, кроме того,
в силовых и оперативных цепях этих приводов нужно снять предохранители на всех
полюсах. Сетчатые ограждения, препятствующие выполнению оперативных
переключений разъединителями, вправляемыми оперативной штангой, следует
запереть механически.

В установках напряжением до 1000 В.
отключение нужно производить так, чтобы выделенная для выполнения работы часть
электроустановки или электрооборудования была со всех сторон отделена от
токоведущих частей, находящихся под напряжением, коммутационными аппаратами или
снятием предохранителей.

Отключение можно выполнить с помощью:

коммутационных аппаратов с ручным
управлением, положение контактов которых видно с лицевой стороны или
определяется осмотром панелей с задней стороны, открытием щитков, дверец
кожухов или снятием самих кожухов, если конструктивное исполнение последних
позволяет выполнить эту операцию без опасности замыкания ими токоведущих частей
или прикосновения к токоведущим частям лиц, выполняющих операции. Если имеется
полная уверенность в том, что у коммутационных аппаратов с закрытыми контактами
положение рукоятки или указателя соответствует положению контактов, можно не
снимать кожухи для проверки отключения, но необходимо убедиться в этом,
проверив отсутствие напряжения;

контакторов или других коммутационных аппаратов с
автоматическим приводом и дистанционным управлением с доступными осмотру
контактами после принятия мер, устраняющих возможность ошибочного включения
(снятие предохранителей оперативного тока, отсоединение концов включающей
катушки)

Токоведущие части, на которых должна производиться
работа, а также те, которые доступны прикосновению при производстве работ,
должны быть отключены.

Токоведущие части, доступные
прикосновению, можно не отключать, если можно их оградить изолирующими
накладками

Если работа выполняется без применения переносных
заземлении, необходимо принять дополнительные меры, препятствующие ошибочной
подаче напряжения к месту работы снятие предохранителей, механическое запирание
приводов отключенных аппаратов, использование изолирующих накладок в рубильниках
автоматах и т.п. Эти технические меры должны быть указаны в местной инструкции.
Если дополнительные меры применить нельзя, то нужно отсоединить концы питающей
линии на щите сборке или непосредственно на месте работы.

Вывешивание предупредительных плакатов
и ограждение места работы

На приводах разъединителей, отделителей, выключателей
нагрузок и ключах управления, а также на основаниях предохранителей, с помощью
которых может быть подано напряжение к месту работ, вывешивают плакаты «Не
включать. Работают люди»

В схемах с однополюсными
разъединителями плакаты вывешивают на приводе каждого из них.

У разъединителей, управляемых
оперативной штангой плакаты вывешивают на ограждении.

При работе на линии на приводе линейного разъединителя
вывешивают (независимо от числа работающих бригад) один плакат «Не включать.
Работа на линии». Этот плакат вывешивают и снимают только по распоряжению
диспетчера (дежурного электросети).

При одновременных работах на линии и линейном
разъединителе в той электроустановке, к которой принадлежит линейный
разъединитель, плакаты «Не включать. Работа на линии» вывешивают на приводах
ближайших по схеме разъединителей, которыми может быть подано напряжение на
линейный разъединитель

Диспетчер, дающий разрешение персоналу приступить к работе
на линии электропередачи, ведет учет количества работающих на линии бригад по
оперативной (мнемонической) схеме.

Все не отключенные токоведущие части,
доступные случайному прикосновению, на время работы ограждают. Временными
ограждениями могут служить сухие, хорошо укрепленные изолирующие накладки из
дерева, миканита, гетинакса, текстолита, резины и т.п.

На временных ограждениях вывешивают
плакат «Стой. Напряжение». Можно применять специальные передвижные ограждения
(клетки, наклонные щиты и т.п.), конструкция которых обеспечивает безопасность
их установки и устойчивое, надежное закрепление.

В электроустановках напряжением 15 кВ
и ниже в случаях особой необходимости по условиям работ ограждение может
касаться частей, находящихся под напряжением. Установку и снятие таких
ограждений следует производить с максимальной осторожностью с помощью
изолирующих клещей или штанг, пользуясь диэлектрическими перчатками и очками, в
присутствии второго работника, имеющего квалификационную группу V (IV для электроустановки напряжением до 1000 В).

Перед установкой ограждений с них
должна быть тщательно стерта пыль.

В закрытых электроустановках на
сетчатых или сплошных ограждениях ячеек, соседних с местом работ и
расположенных напротив, вывешиваются плакаты «Стой. Напряжение». соседние
ячейки и ячейки, расположенные напротив места работы, не имеющие указанных
ограждений, а также проходы, не предназначенные для персонала, должны быть
ограждены переносными щитами (ширмами) с такими же плакатами на них. Переносные
щиты устанавливают так, чтобы они не препятствовали выходу персонала из
помещения в случае возникновения опасности.

Проверка отсутствия напряжения

В электроустановках перед началом
всех видов работ с отключением напряжения необходимо проверить отсутствие
напряжения на участке работы. Проверку отсутствия напряжения на отключенной для
производства работ части электроустановки проводит допускающий, после
вывешивания запрещающих плакатов.

В электроустановках подстанций и в РУ
проверять отсутствие напряжения разрешается сотруднику из оперативного или
оперативно-ремонтного персонала с группой по электробезопасности не ниже IV в электроустановках напряжением выше
1000 В и не ниже III в установках
напряжением до 1000 В.

На ВЛ проверку отсутствия напряжения должны выполнять
двое: на ВЛ напряжением выше 1000 В — с группами не ниже IV и III, на ВЛ напряжением до 1000 В — с группой не ниже III.

проверять отсутствие напряжения в
электроустановках необходимо с помощью указателя напряжения заводского
изготовления (например, УНН-10, ИН-92, УННЛ-1, УННУ-1 и др.), исправность
которого перед применением должна быть установлена специальными приборами или
приближением к токоведущим частям, расположенным поблизости и заведомо
находящимся под напряжением.

В электроустановках напряжением выше
1000 В пользуются указателями УВН-10, УВН-80М, УВНИ-10, УВНБ-6 и др. Проверку
производят в диэлектрических перчатках.

При отсутствии поблизости токоведущих
частей, заведомо находящихся под напряжением, или иной возможности проверить
исправность указателя напряжения на месте работы допускается предварительная
его проверка в другой электроустановке. Если проверенный указатель напряжения
роняли или подвергали толчкам (ударам), то применять его без повторной проверки
запрещается.

Проверку отсутствия напряжения, у отключенного
оборудования, производят на всех фазах, а у выключателя и разъединителя — на
всех шести вводах, зажимах.

Если на месте работ имеется
размыкание электрической цепи, то отсутствие напряжения проверяют на
токоведущих частях с обеих сторон места размыкания. Перед проверкой отсутствия
напряжения постоянные ограждения снимают или открывают.

В электроустановках напряжением 35 кВ
и выше для проверки отсутствия напряжения можно также пользоваться изолирующей
штангой, прикасаясь ею несколько раз к токоведущим частям. Признаком отсутствия
напряжения является отсутствие искрения и потрескивания.

В ОРУ напряжением до 110 кВ проверять
отсутствие напряжения указателем напряжения или штангой можно только в сухую
погоду.

Проверку отсутствия напряжения
непосредственно в схеме (прослеживание в натуре) разрешают в сырую погоду, а
также у комплексных трансформаторных подстанций (КТП) и комплексных
распределительных устройств наружной установки (КРУН) всех напряжений при
отсутствии специального указателя, предназначенного для пользования им в любую
погоду. Отсутствие напряжения в этом случае на вводах ВЛ и КЛ должен
подтвердить персонал, в чьем оперативном управлении находятся линии.

Прослеживание схемы в натуре заключается в проверке
направления и внешних признаков линий, а также обозначений на опорах, которые
должны соответствовать диспетчерским наименованиям линий.

При работах с телескопической вышки или на деревянных
и железобетонных опорах ВЛ напряжением 6…20 кВ проверку отсутствия напряжения
производят указателем, основанным на принципе протекания емкостного тока. В
этом случае рабочую часть указателя следует заземлять проводом сечением не
менее 4 мм2 для обеспечения необходимой чувствительности.

На ВЛ при подвеске проводов на разных
уровнях проверять отсутствие напряжения указателем или штангой и накладывать
заземление следует снизу вверх, начиная с нижнего провода. При Горизонтальной
подвеске проверку отсутствия напряжения нужно начинать с ближайшего провода.

В электроустановках напряжением до
1000 В проверку отсутствия напряжения между фазами и между каждой фазой и
заземленным корпусом оборудования или заземляющим (зануляющим) проводом можно
производить, применяя предварительно проверенный вольтметр. Контрольные лампы
запрещается использовать для проверки.

Устройства, сигнализирующие об
отключенном состоянии аппаратов, блокирующие устройства, постоянно включенные
вольтметры и т. п. являются вспомогательными средствами, поэтому на основании
их показаний или действий не допускается делать заключение об отсутствии напряжения.

Указание сигнализирующих устройств о
наличии напряжения является безусловным признаком недопустимости приближения к
данному оборудованию.

Наложение и снятие заземления

Для защиты работающего от возможного поражения током в
случае ошибочной подачи напряжения на токоведущие части всех фаз
электроустановки, отключенной для производства работы, со всех сторон, откуда
может быть подано напряжение (и вследствие обратной трансформации),
устанавливают заземления. От токоведущих частей или оборудования, на которых
непосредственно не выполняют работы, заземления могут быть отделены
отключенными разъединителями, отделителями или выключателями, снятыми
предохранителями, рубильниками и автоматами. Места установки переносных
заземлений должны находиться на таком расстоянии от токоведущих частей,
остающихся под напряжением, чтобы наложение заземлений было безопасным.

Работа на сборных шинах требует
устройства на них заземления (одного или нескольких).

Переносные заземления в закрытых
распределительных устройствах накладывают на токоведущие части в местах,
которые должны быть очищены от краски и окаймлены черными полосами. В закрытых
и открытых распределительных устройствах места присоединения переносных
заземлении к заземляющей проводке должны быть приспособлены для закрепления
струбцины переносного заземления или на этой проводке должны иметься зажимы
(«барашки»).

В электроустановках, конструкция
которых такова, что наложение заземления опасно или невозможно (в некоторых
распределительных ящиках, КРУ отдельных типов и т.п.), при подготовке рабочего
места следует принять дополнительные меры безопасности, например, запереть
привод разъединителя на замок, оградить ножи или верхние контакты
разъединителей резиновыми колпаками или жесткими накладками из изоляционного материала.
список таких электроустановок должен быть определен и утвержден лицом,
ответственным за электрохозяйство предприятия, участка, цеха.

Наложение заземлений не требуется при
работе на оборудовании, если от него со всех сторон отсоединены шины, провода и
кабели, по которым может быть подано напряжение и на него не может быть подано
напряжение обратной трансформацией или от постороннего источника. Концы
отсоединенного кабеля при этом должны быть замкнуты накоротко и заземлены.
Включать заземляющие ножи в электроустановках напряжением выше 1000 В может
работник с группой не ниже IV из
числа оперативного или оперативно-ремонтного персонала.

Переносные заземления накладывать
должны двое работников оперативного или оперативно-ремонтного персонала с
группами по электробезопасности не ниже IV и III.
Работник с группой не ниже III
может быть из ремонтного персонала, при этом он должен пройти инструктаж и
ознакомиться со схемой электроустановки.

Отключать заземляющие ножи и снимать
переносные заземления разрешается работнику из оперативного или
оперативно-ремонтного персонала с группой не ниже III.

Все операции по наложению и снятию
заземлений в электроустановках напряжением до 1000 В. может выполнять работник
из оперативного или оперативно-ремонтного персонала с группой по
электробезопасности не ниже III.

Временное снятие заземлений, наложенных при подготовке
рабочего места, допускается, если это требуется по однако место работы при этом подготавливают
в полном соответствии с требованиями ПБ и лишь на время производства работы
снимают те заземления, при наличии которых работа не может быть выполнена.

Временное снятие и повторное
наложение заземлений производит оперативный персонал или под его наблюдением
член бригады с группой по электробезопасности не ниже III.

Временное снятие и повторное
наложение заземления в электроустановках напряжением выше 1000 В без местного
оперативного персонала может производить ответственный руководитель или производитель
работ или под его наблюдением член бригады с группой не ниже III.

Разрешение на временное снятие
заземлений вносят при выдаче наряда в строку «Отдельные указания» с записью о
том, где и для какой цели требуется эта операция.

Воздушные линии электропередачи
напряжением выше 1000 В заземляют во всех РУ и у секционирующих коммутационных
аппаратов, где отключена линия.

Высоковольтную линию напряжением 35
кВ и выше с отпайками можно заземлять на отпаечных подстанциях при условии, что
линия заземлена с двух концов; ВЛ, напряжением 6…20 кВ, допускается заземлять
только в одном РУ, у одного секционирующего аппарата или на ближайшей к этому
устройству или секционирующему аппарату опоре, имеющей заземляющее устройство.
В остальных РУ этого напряжения и у секционирующих коммутационных аппаратов в
местах, где воздушная линия отключена, ее не заземляют при условии, что на
воздушную линию накладывают заземления между рабочим местом и этим РУ или
секционирующими коммутационными аппаратами. Заземления накладывают на опорах,
имеющих заземляющие устройства.

Для ВЛ напряжением до 1000 В
достаточно наложить заземление только на рабочем месте.

На отключенной и заземленной
воздушной линии напряжением 35 кВ и выше при производстве работ на проводе
одной фазы или поочередно на проводах каждой фазы можно заземлять на рабочем
месте провод только той фазы, на которой выполняют работу. При этом запрещается
приближаться к проводам остальных, незаземленных фаз на расстояниях менее
указанных в ПБ.

При прочих работах на ВЛ. напряжением 35 кВ и выше, а
также при всех работах на ВЛ напряжением ниже 35 кВ на рабочем месте заземляют
провода всех фаз. На одноцепных ВЛ. заземление на рабочем месте необходимо
накладывать на опоре, на которой производят работу, или на соседней. Допускают
наложение заземлений с двух сторон участка ВЛ, на котором работает бригада, при
условии, что расстояние между заземлениями не превышает 2 км. Накладывать
переносные заземления на ВЛ и включать установленные на опорах заземляющие ножи
должны работники оперативного или оперативно-ремонтного персонала, один из
которых -производитель работ с группой по электробезопасности не ниже IV на ВЛ напряжением выше 1000 Вис
группой не ниже III на ВЛ
напряжением до 1000 В. а второй — член бригады, имеющий группу не ниже III. Снимать переносные заземления
должны обязательно два работника, имеющих группу не ниже III.

При наложении и снятии заземлений
один из двух работников, выполняющих эти операции, в том числе производитель
работ, может оставаться на земле.

Отключать заземляющие ножи может
работник оперативного или оперативно-ремонтного персонала с группой по
электробезопасности не ниже III.

Все операции по наложению и снятию
переносных заземлений, включению и отключению заземляющих ножей должны
отражаться на оперативной или мнемонической схеме, в оперативном журнале и в
наряде.

Переносные заземления должны
учитывать по номерам с указанием мест их нахождения.

Производство работ по предотвращению
аварий и ликвидации их последствий

кратковременные, не терпящие
отлагательства работы по устранению неисправностей оборудования, которые могут
привести к аварии, а также восстановительные работы в аварийных случаях, может
производить без наряда с последующей записью в оперативный журнал:

оперативный персонал (в установках
напряжением выше 1000 В -не менее чем 2 чел.);

ремонтный персонал под наблюдением
оперативного, если выписка и оформление наряда могут задержать ликвидацию
последствий аварии;

ремонтный персонал под наблюдением и
ответственностью обслуживающего данную электроустановку административно-технического
персонала с группой по электробезопасности не ниже V (в установках напряжением до 1000 В — не ниже IV в случае занятости оперативного
персонала, а также в отсутствие постоянного обслуживающего персонала).

Если на подстанции отсутствуют
сотрудники административного электротехнического персонала, имеющие Право
выдачи наряда или распоряжения, то Право выдачи наряда или распоряжения на
работу по предотвращению аварии и ликвидации ее последствий предоставляется
оперативному персоналу всех подстанций и оперативно-выездных бригад с группой
по электробезопасности не ниже IV.

Во всех случаях при работах по
предотвращению или ликвидации последствий аварии должны выполняться все
технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ.

Оперативный персонал может участвовать в ликвидации
последствий аварий только с ведома вышестоящего оперативного персонала. При
отсутствии телефонной связи такого разрешения не требуется.

При производстве в электроустановках
предприятии всякого рода аварийных работ дежурными бригадами городских сетей
или районных энергетических управлений, например измерений и испытаний,
аварийно поврежденных кабелей, необходимы выдача наряда и оформление допуска к
работам в соответствии с требованиями ПБ. В этих случаях для быстрейшей
ликвидации аварии ври отсутствии в данный момент на подстанции предприятия лиц,
имеющих право выдачи наряда, выдавать его имеет Право дежурный или
оперативно-ремонтный персонал предприятия по указанию лица, ответственного за
электрохозяйство установки (цеха предприятия).

.2 Защитное заземление подстанции

Заземляющим устройством называется совокупность заземлителя и заземляющих
проводников. Заземлителем называется проводник (электрод) или совокупность
металлических соединённых между собой проводников (электродов), находящихся в
соприкосновении с землёй. Искусственный заземлитель — заземлитель, специально
выбранный для цепей заземления.

Для выполнения заземления используются естественные и искусственные
заземлители. В качестве естественных заземлителей применяются водопроводные
трубы, оболочки кабелей, фундаменты и металлические части зданий, система трос
— опора. В качестве искусственных заземлителей применяются: металлические
стержни, полосы, погружённые в почву для лучшего контакта с землёй.

В цепях выравнивания электрического потенциала и обеспечения
присоединения электрооборудования к заземлителю на территории, занятой
оборудованием, следует прокладывать продольные и поперечные горизонтальные
заземлители и присоединить их между собой в заземляющую сетку.

Продольные заземлители должны быть проложены вдоль осей
электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5 — 0,8м от
поверхности земли и на расстоянии 0,8 — 1,0м от фундаментов или оснований
оборудования. Поперечные заземлители следует прокладывать в удобных местах
между оборудованием на глубине 0,5 — 0,8м от поверхности земли. Расстояние
между ними рекомендуется принимать увеличивающееся от периферии к центру
заземляющей мачты.

Горизонтальные заземлители следует прокладывать по краю территории,
занимаемой заземляющим устройством так, чтобы в совокупности образовывали
замкнутый контур.

Для расчета защитного заземления принимается:

1)      территория
подстанции занимает площадь S =110400

)        заземлитель
предлагается выполнить из горизонтальных полосовых электродов сечением 440мм и вертикальных стержневых электродов длиной  диаметром глубина
заложения электродов в землю

)        расчетные
удельные сопротивления верхнего и нижнего слоев земли ; толщина верхнего слоя земли

Сопротивление
заземлителя растеканию тока  согласно
требованиям ПУЭ должно быть не более 0,5Ом

Сопротивление
естественного заземлителя для двух линий определяется
по выражению:

 (2.1)

Сопротивление
естественного заземлителя для двух линий  по
выражению:

Требуемое
сопротивление искусственного заземлителя  получим
с учетом того, что  и

 (2.2)

Составляется
предварительная схема заземлителя и наносится на план подстанции, приняв
контурный тип заземлителя, т.е. в виде сетки из горизонтальных полосовых и
вертикальных стержневых (длиной LB = 5м) электродов. По предварительной схеме определяем
суммарную длину горизонтальных и количество вертикальных электродов: = 1349,75 м, n = 57 шт.

Составляется
расчетная модель заземлителя в виде квадратной сетки площадью S
=3710 м. Длина одной стороны сетки будет = 60,909
м.

Количество
ячеек по одной стороне модели рассчитывается по формуле

 (2.3)

количество
ячеек по одной стороне модели


Так,
как m дробное число, оно округляется до целого и
принимается m = 10.

Уточняется
суммарная длина горизонтальных электродов по выражению:

 (2.4)

Суммарная
длина горизонтальных электродов:

Длина
стороны ячейки в модели определяется:

 ;  (2.5)

Расстояние
между вертикальными электродами определяется по формуле:

;  (2.6)

где
n — количество вертикальных электродов

Суммарная
длина вертикальных электродов по выражению:

;  (2.7)

где LB = 5 м — длина вертикального
электрода

Относительная глубина погружения в землю вертикальных электродов
определяется по формуле:

;  (2.8)

где
tВ = 0,8 м — глубина погружения в землю верхнего конца
вертикального электрода

S — площадь
заземляющей сетки

Относительная
длина вычисляется по формуле:

;  (2.9)

где
 = 2,8 м — толщина верхнего слоя земли

Находится
как:

где
и — расчетные удельные сопротивления верхнего и нижнего
слоев земли ,

поскольку
, значение k находится согласно выражению:


;  (2.10)

k — показатель
степени в формуле эквивалентного удельного сопротивления двухслойной земли

Находим
расчетное эквивалентное удельное сопротивление грунта по формуле:

;  (2.11)

Вычисляем
расчетное сопротивление Rи растеканию тока рассматриваемого искусственного
заземлителя по выражению:

;  (2.12)

так
как 0,1А
= 0,385 — 0,25 ; А = 0,385 — 0,25 0,102 = 0,36

Данное
), Ом, меньше требуемого сопротивления, которое
согласно ПУЭ составляет 0,75 Ом, ( =0,75).
Это повышает условия безопасности.

Общее
сопротивление заземлителя подстанции (с учетом сопротивления естественного
заземлителя) вычисляется согласно выражению

;  (2.13)

Определяем потенциал заземляющего устройства в аварийный период по
выражению

;  (2.14)

Допустимый
ток заземлителя для Uн = 110 кВ равен 5 кА

Этот
потенциал допустим, так как он меньше 5 кА

таким
образом, искусственный заземлитель подстанции должен быть выполнен из
горизонтальных пересекающихся полосовых электродов, сечением 4 40 мм общей
длиной не менее 1368,216 и вертикальных стержневых в количестве не менее 57
штук диаметром 12 мм, длиной по 5 м, размещенных по периметру заземлителя по
возможности равномерно, т.е. на одинаковом расстоянии один от другого; глубина
погружения электродов в землю 0,8 м. При этих условиях сопротивления
искусственного заземлителя в самое не благоприятное время года не будет
превышать 0,674 Ом, а сопротивление заземлителя подстанции в целом , т.е. общее сопротивление искусственного и
естественного заземлителей, будет не более 0,5 Ом.

3. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ

.1 Общие положения по проектированию
релейной защиты воздушных линий в сетях напряжением 35кВ

Для линий 35кВ с изолированной нейтралью (в том числе и с нейтралью,
заземленной через реактор), должны быть предусмотрены устройства релейной
защиты от многофазных КЗ и от замыканий на землю.

Защиту от многофазных КЗ следует предусматривать в двухфазном исполнении
и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения
отключения с большей вероятностью только одного места повреждения при двойных
замыканиях на землю и исключения несрабатывания защиты при двойных замыканиях в
фазах, где не установлены трансформаторы тока.

На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных КЗ должна
устанавливаться, как правило, двухступенчатая токовая защита, первая ступень
которой выполнена в виде токовой отсечки ТО, а вторая — в виде максимальной
токовой защиты МТЗ.

защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена в виде:

селективной (устанавливающей поврежденное направление), действующей на
сигнал;

селективной (устанавливающей поврежденное направление), действующей на
отключение, когда это необходимо по требованиям безопасности.

Защита должна быть установлена на всех линиях электрически связанной сети
со стороны питания.

Защита ВЛ-35кВ

Согласно ПУЭ, для воздушных линий должны быть предусмотрены следующие
защиты:

1. Максимальная
токовая защита (МТЗ).

2. Токовую отсечку
(ТО).

3. защита от
однофазного замыкания на землю.

Расчет максимальной токовой защиты

Максимальный рабочий ток в ВЛ

 (10.134)

где
 — максимальная полная мощность передаваемая воздушной
линией.

ток
срабатывания максимальной токовой защиты (МТЗ)

 (10.135)

где
Котс=1,2- коэффициент отстройки

Кв=0,85-
коэффициент возврата

Ксам=1,1-
коэффициент самозапуска

Для
защиты линии, имеющей выключатель с электромагнитными приводами, выполняем
защиту на выпрямленном оперативном токе с использованием реле тока типа РТ-40
(МТЗ на индукционном элементе, ТО на электромагнитном элементе).

ток срабатывания реле

 (10.136)

где
 — коэффициент трансформации трансформатора тока.

Кн=1,2-
коэффициент надежности.

Коэффициент
чувствительности защиты:

 (10.137)

где
 — ток двухфазного короткого замыкания в конце
защищаемого участка сети в минимальном режиме.

Время
срабатывания МТЗ выбирается из условий селективности защиты и термической
стойкости защищаемого элемента. время срабатывания последующей защиты
(расположенной ближе к источнику питания)

где
 — время срабатывания предыдущей защиты

— ступень
селективности

защита
от однофазных замыканий на землю

Для
защиты от однофазных замыканий на землю воздушных линий используются устройства
контроля изоляции. Для осуществления избирательности действий защиты линия
снабжается кабельным вводом. защита осуществляется специальными
трансформаторами тока нулевой последовательности. защита от замыканий на землю
работает на сигнал, если не требуется отключение по специальным требованиям.

Ток
срабатывания защиты выбирают из условия несрабатывания защиты при внешнем
однофазном замыкании на землю:

сз = Котс ∙Кб ∙Ic (10.138)

Iсз = Котс ∙Кб ∙Ic = 1,2 2
0,5=1,2 А,

где Котс = 1,2-1,3 — коэффициент отстройки;

Кб = 2 -2,5 — коэффициент, учитывающий бросок собственного
емкостного тока в момент зажигания дуги;

Ic — установившееся значение собственного емкостного тока
защищаемого присоединения.

Емкостной ток воздушной линии Ic , в первом
приближении, можно рассчитать, А:

c = Uф∙L/350 (10.139)

Ic =38,5 66,4/350=7,3 А,

L=66,4 — длина линии, км;

Автоматическое повторное включение

В соответствии с Правилами ПУЭ устройствами автоматического повторного
включения (АПВ) должны оборудоваться воздушные в смешанные (кабельно-воздушные
линии).

К устройствам АПВ Правила предъявляют следующие требования:

. Обеспечение ускорения действия релейной защиты до действия АПВ и после;

. Автоматический возврат устройства АПВ после срабатывания;

. запрет АПВ при работе некоторых видов релейной защиты и автоматики.

. заданная кратность действий.

. Вывод устройства при отключении выключателя ключом управления и при
оперативном выключении выключателя на КЗ.

Так как ВЛ-35кВ протяженностью 4,5км с односторонним питанием выбираем
однократное АПВ для линий с односторонним питанием

Время срабатывания однократного АПВ определяется по следующим условиям:

t1АПВ
≥tг.п+tзап. (10.140)

где tг.п- время готовности привода, которое в
зависимости от типа привода находятся в пределах от 0,1 до 0,2 с;

t1АПВ
≥tг.в- tв.в+tзап. (10.141)

где tг.в —время готовности выключателя,
которое в зависимости от типа выключателя обычно находятся в пределах от 0,2 до
2 с, но для некоторых типов может быть больше; tв.в -время включения выключателя;

t1АПВ
≥ tд + tзап. (10.142)

где tд — время деионизации среды в месте к.з., значение
которого зависит от метеорологических условий, значения и длительности
протекания тока к. з., от рабочего напряжения; ориентировочные средние значение
для сетей напряжением до 35 кВ включительно = 0,1 с.

время запаса tзап. для принимается равным примерно 0,5
с.

Данные для расчета находятся в технических паспортах приводов и
выключателей. однако, как правило, этих данных не требуется, поскольку для
одиночных воздушных линий 6-110 кВ с односторонним питанием практически
принимается время срабатывания t1АПВ в пределах 3 с. При такой выдержке
времени до момента АПВ линия наиболее вероятно самоустранение причин, вызвавших
неустойчивое к.з., допускают увеличение выдержки времени устройств АПВ
однократного действия именно с целью повышения эффективности действий устройств.
время автоматического возврата устройств АПВ, выполненных с помощью специальных
реле серии РПВ, может не рассчитываться, так как оно определяется
продолжительностью заряда конденсатора (15-25 с), которая надежно обеспечивает
однократность действия АПВ. Для обеспечения однократности действия АПВ
выключателя, оборудованного пружинным или грузовым приводом, минимальное время
натяжения пружин или подъема груза.

В данном проекте выбираем для установки устройство АПВ на
выпрямленном оперативном токе. В устройстве АПВ используется комплектное реле
РПВ-358. Схема устройства представлена на формате А1.

отсечки в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме.


4. Спец часть

4.1 Внутренние электрические сети жилого здания

основные положения

Внутренние электрические сети жилых зданий выполняются согласно нормам и
правилам приведенных в ПУЭ

На вводе в жилые здания устанавливается главный распределительный щит
(ГРЩ) или вводно-распределительное устройство (ВРУ), которые должны иметь
степень защиты IP 30 и быть
расположены в удобных и доступных для обслуживания местах (отапливаемых
тамбурах, вестибюлях и т.п.). ГРЩ должно оборудоваться запирающимися дверцами.
Запрещается располагать ГРЩ под ванными комнатами, душевыми, уборными, кухнями,
моечными и другими помещениями, связанные мокрыми технологическими процессами.

Питание ГРЩ может выполняться, как воздушными линиями, так и кабельными.

Кабельные вводы в здания следует выполнять в трубах на глубине 0,5 — 2 м.
При этом в одну трубу следует затягивать один силовой кабель. Трубы для ввода
кабеля следует как правило закладывать непосредственно до помещения вводно-
распределительного устройства. Концы труб, а также сами трубы при прокладке
через стену должны иметь тщательную заделку для исключения возможности проникания
в помещения влаги и газа.

Питание электроприемников осуществляется на напряжение 380/220В по линии
с глухозаземленной нейтралью. Присоединенные электроприемники объединяются в
группы, которые могут выполняться одно -, двух -, трехфазными.

характеристика помещений объекта

Марки провода и кабеля, а также их прокладка должны выбираться в
зависимости от характера помещений или условий окружающей среды в них.

Характеристика помещений жилого здания см. таблицу, которая выполнена
согласно ПУЭ и нормативных документов по пожаробезопасности.

Таблица :Характеристика помещений объекта

Наименование

Категория-надежности

характеристика среды

Классификация по отношению
поражения электрическим током

Классификация по
пожароопасности

Прихожая

             III

Сырые (v>75%), t<35°C

ПО

Прихожая

норм.

Без ПО

Гостиная

норм

Без ПО

Столовая

норм.

Без ПО

Кухня

норм

Без ПО

Санитарный узел
(постирочная)

Сырые ( v>75%)

ПО

!

Гараж

Сырые (v>75%), t<35°C

ПО

П-1

Холл

норм.

Без ПО

Гардероб

норм

Без ПО

Спальня

норм.

Без ПО

Отопительная

Сырые (v>75%),
t<35°C, присутствие пыли.

Особоопасное помещение

П-Па

Подвал

Сырые (v>75%).

ПО

П-Па

Коридор, лестшщы

норм.

Без ПО

Балкон, терраса

Сырые (v>75%).

ПО

Тех. помещения

наличие пыли.

по

П-Па

4.3 Внутренние электрические сети

Внутренние электрические сети в ванных комнатах, душевных запрещена
установка розеток или возможна их установка через разделяющий трансформатор.
Высота розеточной сети не нормируется.

Выключатели должны устанавливаться на высоте 1,5 м и рекомендуемое место
установки со стороны дверной ручки. Разрешается установка выключателей под
потолком, управляемых с помощью шнура.

В передней квартиры должен быть установлен звонок, а у входа звонковая
кнопка.

В зданиях с блочными и кирпичными стенами электропроводка выполняется:
открыто в плинтусах и наличниках из трудносгораемой пластмассы с каналами для
электропроводок с сетями радиофикации, телефонии и телевидения, продолженными в
специальных отделениях или на полках; скрыто в кирпичных стенах и перегородках
непосредственно под слоем штукатурки; гипсо — и шлакобетонных перегородках в
каналах, бороздах; в пустотах плит перекрытий и в слое подготовки пола с
защитой проводов.

Розеточная сеть

В
жилых комнатах квартир должно быть установлено не менее одной розетки на ток 6
А на каждые полные и неполные 6 площади
комнаты, в коридорах квартир — не менее одной розетки на каждое полное и
неполное 10 площади коридоров.

В
общей комнате квартир жилых домов, следует устанавливать розетку с заземляющим
контактом на ток 10 (16) А для выключения одного бытового кондиционера воздуха
мощностью до 1,3 кВт.

В
кухнях квартир следует предусматривать:

Три
розетки на ток 6 А для подключения холодильника, надплитного фильтра, динамики
трехпрограммного радиовещания и бытовых электроприемников мощностью до 1,3 кВт.
В кухнях квартир площадью более 8 следует
предусматривать четыре розетки на ток 6 А;

одну
розетку с заземляющим контактом на ток 10 (16) А для подключения бытового
прибора мощностью до 2,2 (2,5) кВт, требующего зануления.

В
кухнях квартир со стационарными электроплитами следует устанавливать розетку с
заземляющим контактом на ток 25 А для подключения плит.

При
этом:

.        Сдвоенная
розетка, установленная в жилой комнате и коридоре, считается одной розеткой, а
установленная в кухне — двумя.

.        Электроплиты,
устанавливаемые при строительстве жилых домов и общежитий, относятся  к
электрооборудованию, эксплуатируемому жилищными или другими специализированными
организациями.

Все
розетки зануляются и заземляются.

количество
штепсельных розеток зависит от площади помещения согласно выше изложенному, и
определяется по формуле:

;

где
 — площадь помещения, м2

 —
минимальная площадь приходящаяся на одну розетку, м2

полученный
результат округляем до целого числа пст = 2 Для остальных помещений
количество штепсельных розеток рассчитываем аналогично.

Внутреннее
освещение

Для расчета освещения определяем нормы освещения,

Таблица Нормы освещения от общего освещения для помещений жилых зданий

 № п.п

Наименование помещения

Наимень шая освещен ностъ

Плоскость нормирования

Коэффициент запаса

Тип источника

КСС

Тип защиты

1

Прихожая

10

Г -0,0

1,5

ЛН

Д-1

IP51

2

Прихожая

50

Г -0,8

1,2

IP20

3

Гостиная

150

Г -0,8

1,2

IP20

4

Столовая

150

Г -0,8

1,2

1Р20

5

Кухня

50

Г -0,8

1,2

IP20

6

Санитарный узел
(постирочная)

20

Освещенние в вертикальной
плоскости над умывальником

1,6

IP51

7

Гараж

20

Г -0,8

1,5

IP54

8

Холл

150

Г -0,0

1,2

IP20

9

Гардероб

50

Г -0,8

1,2

IP20

10

Спальня

50

Г -0,8

1,2

IP20

11

Отопительная

10

Г -0,8

1,5

IP51

12

Подвал

50

Г -0,8

1,5

IP51

13

Коридор, лестницы

50

Г -0,0

1,2

IP20

14

Балкон, терраса

20

Г -0,0

1,5

IP51

15

Прихожая (подвал)

20

Г -0,0

1,5

IP51

16

Кладовая

10

Г -0,0

1,5

IP51

17

Тех. помещения

30

Г -0,8

1,5

IP51

Используя
упрощенный метод коэффициента использования (метод удельных мощностей)
рассчитываем освещение коттеджа. Таблицы составлены для определенных значений
освещенности Е, не учитывают форму помещения. При их составлении принимается,
что i = 0,48 A/h, что справедливо для условий, а/b
< 2,5. Они рассчитываются для сочетания коэффициентов отражения поверхности
рпот =50%. рст = 30%, рр = 10%. Высота помещения
принимаем h = 3 м., КПД  = 75%.

выбираем
по таблицам удельных мощностей, удельную мощность равномерного освещения при
освещенности Ен = 100 лк и мощностей ламп накаливания 60 Вт, 100 — 200 Вт. 300
Вт; коэффициент запаса К3 принимаемый по таблице

Пересчитываем
удельную мощность для принятой нормированной освещенности помещения по формуле:

где
;; — табличное Определяем
количество светильников согласно формуле:

;

где
Рис — мощность источника света, Вт

Sпом — площадь
помещения,

Для
примера, рассчитываем освещенность гостиной.

выбираем
удельную мощность равномерного освещения при Ен = 100 лк и мощности
Рис = 60 Вт, К3 = 1,3,  = 75%, пот = 50%. ст = 30%, р = 10%:

Определяем
расчетную удельную мощность равномерного освещения:

Определяем
количество источников света для гостиной:

Полученный
результат округляем до целого числа N = 28 шт.

Расчет
также, ведем для Рис = 100 + 200 Вт и Рис = 300 Вт.

Аналогично
рассчитываем количество источников света для других помещений.

Расчет
групповой сети

Групповые
сети выполняем однофазными. Рекомендуется разделять группы на освещение и
штепсельные розетки. В жилых зданиях оборудованных стационарными электрическими
плитами, выделяют отдельную группу на питание этих плит.

Сечения
проводов и кабелей групповых линий выбирают по по условию нагрева расчетным
током. Принимаем минимальное сечение для медных проводов Sмнн = 1 .

Сечение
питающих и групповых линий определяется по формуле:

где
UH — номинальная мощность, UH =
0,22 В. — коэффициент мощности,

-расчетная
мощность —

для
штепсельных розеток: до 100 шт. 0,1 кВт

свыше
100 шт. 0.06 кВт  — 0,98.

для
освещения, согласно выбранных светильников = 1.

Определяем
расчетный ток для освещения группа 1(этаж 1)

Принимаем тип провода, по допустимому току. ВВГ 3×1

Iдоп =
1 9 А.

Аналогично рассчитываем остальные групповые линии для коттеджей см.
таблицу


группы            Рр, кВт Uн,в        IР, А

Iдоп А

Тип провода

 

1

1

4,22

1

18,27

19

2

ВВГ 3×2.5

2

1,5

0,98

6,96

14

1

ВВГЗх1.5

3

8

0,96

37,88

43

8

ВВГ 3×8

4

334

220

1

15,18

19

2

ВВГ 3×2.5

5

1,3

0,98

6,03

14

1

ВВГЗх1.5

6

2,3

1

10,45

14

1

ВВГЗх1.5

 о .

7

0,9

0,98

4,17

14

1

ВВГЗх1.5

 

ЩГ

0,6

0,98

2,78

14

1

ВВГЗх1.5

2

1

2,9

1

13,18

15

1,5

ВВГ 3×2.5

2

1,2

0,98

5,57

14

1

ВВГЗх1.5

ч j

8

0,96

37,88

43

8

ВВГ 3×8

4

2,06

220

1

9,3

14

1

ВВГЗх1.5

5

1

0,98

4,45

14

1

ВВГЗх1.5

 

6

1,22

0,98

4,64

14

1

ВВГЗх1.5

 

7

0,8

1

3,64

14

1

ВВГЗх1.5

 

ЩГ

0,56

0,98

2,59

14

1

ВВГЗх1.5

Тип провода и сечение групповых и питающих линий

Определяем
сечение и тип провода или кабеля на вводе в здание: Для провода: Рр
= 14,5 кВт,  = 0,98:

выбираем сечение провода sct = 10 мм2, тип провода АС, IДОП — 84 А.

Для кабеля получаем стандартное сечение sct — 10 мм , тип кабеля ААШв. Iдоп = 75 А.

Аппараты защиты и учет электроэнергии

Зашита выполняется при помощи предохранителей или автоматических
выключателей. Автоматический выключатель должен иметь тепловой и
электромагнитный расцепители.

Номинальные токи тепловых, и комбенированых расцепителей автоматических
выключателей (или плавких вставок предохранителей) для защиты групповых линий и
вводов квартир, включая линии к электроплитам независимо от места их установки
(в шкафу или открыто) должны быть:

А — для сетей освещения и розеток на ток 6- 10 (16) А;

А — для линий питающих стационарные электроплиты;

Расчетные счетчики электрической энергии следует устанавливать в точках.
Балансового разграничения с энергосберегающей организацией: на ВРУ. ГРЩ и на
вводах низшего напряжения силовых трансформаторов ТП. в которых щит низшего
напряжения обслуживается эксплутационным персоналом абонента, на вводах в
квартиры жилых домов.

Перед счетчиком на расстоянии не более 10м по длине проводки для его
замены должен быть установлен коммутирующий аппарат или предохранитель.

После счетчика, должен быть установлен аппарат защиты возможно ближе к
счетчику, но не далее чем на расстоянии 10 м по длине электропроводки. Если
после счетчика отходит несколько линий, снабженых аппаратоми защиты, установка
общего аппарата защиты не требуется.

Условие выбора автоматических выключателей

Выбор автоматических выключателей :

№ группы

АААТип автоматического выключателя

1

1

18,27

63

20

ВА 2020

2

6,96

16

10

ВА 2020

3

37,88

63

40

ВА 2020

4

15,18

16

16

ВА 2020

5

6,03

16

10

ВА 2020

6

10,45

16

16

ВА 2020

7

4,17

16

10

ВА 2020

ЩГ

2,78

16

10

ВА 2020

2

1

13,18

16

16

ВА 2020

2

5,57

16

10

ВА 2020

3

37,88

63

40

ВА 2020

4

9,3

16

10

ВА 2020

5

4,45

16

10

ВА 2020

6

4,64

16

10

ВА 2020

7

3,64

16

10

ВА 2020

ЩГ

2,59

16

10

ВА 2020

5. экономическая часть

5.1    Расчёт
сетевого графика строительства подстанции

Сетевой график, приведённый в графической части дипломного проекта,
представляет собой комплекс взаимосвязанных работ, выполняемых в определённой
последовательности.

перечень и коды работ приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 — перечень и коды работ по строительству подстанции

Наименование работ

Код работы

Продолжительность работы,
день.

1.

Составление проектного
задания

0-1

2

2.

Выбор и согласование
площадки

1-2

3

3.

Реконструкция подстанции — I этап

1-3

2

4.

Реконструкция систем
контроля и управления — I этап

1-11

2

5.

Оформление заказов и
получение контрольной измерительной аппаратуры и автоматики

1-12

3

6.

Оформление заказов на
трансформаторы

1-13

1

7.

Оформление заказов на
высоковольтные выключатели

1-14

3

8.

Проведение изыскательских
работ

2-3

1,5

9.

Реконструкция подстанции — II этап

3-4

3

10.

Подготовка документов
проекта на реконструкцию подстанции

3-5

0,5

11.

Оформление заказов и
получение материалов для реконструкции ОПУ подстанции

3-7

2

12.

Оформление заказов и
получение материалов для реконструкции высоковольтных выключателей

3-8

1

13.

Оформление заказа на
строительные материалы

4-9

1

14.

Согласование проекта
реконструкции подстанции

5-6

0,5

15.

Утверждение проекта
реконструкции подстанции

6-7

3

16.

установка аппаратов в ОПУ

7-10

1,5

17.

Получение высоковольтных
выключателей

8-15

2

18.

Получение стройматериалов

9-10

3

19.

Реконструкция подстанции и
начало монтажа оборудования

10-15

2,5

20.

Проектирование систем
контроля и управления II этап

11-15

1,5

21.

Оформление заказов и
получение контрольно-измерительных аппаратов и автоматики — II
этап

12-15

2

22.

Получение и установка
трансформаторов

13-15

4,5

23.

Монтаж высоковольтных
выключателей

14-15

2

24.

15-16

1,5

25.

завершение реконструкции
подстанции

16-17

2

26.

Приёмка подстанции
комиссией и проведение испытаний

17-18

0,5

Расчёт продолжительности выполнения конечного события по всем возможным
путям сведён в таблицу 5.2.

Таблица 5.2 — возможные пути и продолжительность выполнения конечного
события

Путь

продолжительность, день.

0 — 1 — 2 — 3 — 8 — 15 — 16
— 17 — 18

13,5

0 — 1 — 2 — 3 — 4 — 9 — 10
— 15 — 16 — 17 — 18

20

0 — 1 — 3 — 4 — 9 — 10 — 15
— 16 — 17 — 18

17,5

0 — 1 — 3 — 7 — 10 — 15 —
16 — 17 — 18

14

0 — 1 — 3 — 5 — 6 — 7 — 10
— 15 — 16 — 17 — 18

16

0 — 1 — 11 — 15 — 16 — 17 —
18

9,5

0 — 1 — 12 — 15 — 16 — 17 —
18

11

0 — 1 — 13 — 15 — 16 — 17 —
18

10,5

0 — 1 — 14 — 15 — 16 — 17 —
18

10,5

В соответствии с таблицей 5.2 время наибольшего пути Ткр = 20
дней.

В таблице и расчётах параметров работ приняты следующие обозначения:

tij — продолжительность работ;

i —
событие, предшествующее данной работе;

j —
событие, следующее за данной работой;

Р.О. — раннее окончание работы;

П.О. — позднее окончание работы;

Р.Н. — раннее начало работы;

П.Н. — позднее начало работы;


 — максимальный путь от начального события до события,
предшествующего данной работе;

,
(11.1.1)

где    — разница между Ткр и максимальным путём
от конечного события до события, предшествующего данной работе;

,
(11.1.2)

Резерв
времени

 или . (11.1.3)

Данные
по расчёту параметров работы сведены в таблицу 11.3.

Таблица
5.3 — расчет параметров сетевого графика

Код работы

продолжительность

R

0-1

2

0

2

0

2

0

1-2

3

2

5

2

5

0

1-3

2

2

4

4,5

6,5

2,5

1-11

2

2

4

12,5

14,5

10,5

1-12

3

2

5

11

14

9

1-13

1

2

3

10,5

11,5

8,5

1-14

3

2

5

11,5

14,5

9,5

2-3

1,5

5

6,5

5

6,5

0

3-4

3

6,5

9,5

13,5

16,5

7

3-5

0,5

6,5

7

8

8,5

1,5

3-7

2

6,5

8,5

10

12

3,5

3-8

1

6,5

7,5

13

14

6,5

4-9

1

9,5

10,5

9,5

10,5

0

5-6

0,5

7

7,5

8,5

9

1,5

6-7

3

7,5

10,5

9

12

1,5

7-10

1,5

10,5

12

12

13,5

1,5

8-15

2

7,5

9,5

14

16

6,5

9-10

3

10,5

13,5

10,5

13,5

0

10-15

2,5

13,5

16

13,5

16

0

11-15

1,5

4

5,5

14,5

16

10,5

12-15

2

5

7

14

16

9

13-15

4,5

3

7,5

11,5

16

8,5

14-15

2

5

7

14,5

16,5

9,5

15-16

1,5

16

17,5

16

17,5

0

16-17

2

17,5

19,5

17,5

19,5

0

17-18

0,5

19,5

20

19,5

20

0

В четырех секторах сетевой модели занесены параметры событий:

а
ранний срок совершения работы  ;

б
— номер события;

в
— поздний срок совершения события  ;

г
— номер предшествующего события по наибольшему пути.

Привязка
сетевого графика к календарю приведена на рисунке 1.2

рисунок
5.2 — привязка сетевого графика к календарю

5.2    Нормы комплектования
электрозащитными средствами подстанции 110/10 кВ

В процессе эксплуатации ЭУ нередко возникают условия, при которых даже
самое совершенное конструктивное исполнение установок не обеспечивает
безопасности обслуживающего персонала, и поэтому требуется применение
специальных защитных средств-приборов, аппаратов, переносных и перевозимых
приспособлений и устройств, служащих для защиты персонала от поражения
электрическим током, воздействия электрической дуги, электрического поля,
продуктов горения, падения с высоты и т.п.

Защитные средства могут быть условно разделены на три группы:
изолирующие, ограждающие, экранирующие и предохранительные.

Изолирующие электрозащитные средства изолируют человека от токоведущих
или заземленных частей. а также от земли. Они делятся на основные и
дополнительные.

Основные изолирующие электрозащитные средства обладают изоляцией,
способной длительно выдерживать рабочее напряжение электроустановки, и поэтому
ими разрешается касаться токоведущих частей, находящихся под напряжением. К ним
относятся: в электроустановках выше 1000 В — изолирующие штанги, изолирующие и
электроизмерительные клещи, указатели напряжения, а также средства для
ремонтных работ под напряжением выше 1000 В.

дополнительные изолирующие электрозащитные средства не обладают
изоляцией, способной выдержать рабочее напряжение электроустановки, и поэтому
они не могут служить защитой человека от поражения током при этом напряжении.
Их назначение — усилить защитное (изолирующее) действие основных изолирующих
средств, вместе с которыми они должны применяться; причем при использовании
основных электрозащитных средств достаточно одного дополнительного
электрозащитного средства. К дополнительным изолирующим средствам относятся: в
электроустановках выше1000 В — диэлектрические перчатки, боты и ковры, а также
изолирующие подставки.

Ограждающие электрозащитные средства предназначены для временного
ограждения токоведущих частей, к которым возможно случайное прикосновение или
приближение на опасное расстояние, а также для предупреждения ошибочных
операций с коммутационными аппаратами. К ним относятся временные переносные
ограждения — щиты и ограждения-клетки, изолирующие накладки, временные
переносные заземления и предупредительные плакаты.

Экранирующие электрозащитные средства служат для исключения вредного
воздействия на работающих электрических полей промышленной частоты. К ним
относятся индивидуальные экранирующие комплекты (костюмы с головными уборами,
обувью и рукавицами), переносные экранирующие устройства (экраны) и
экранирующие тканевые изделия (зонты, палатки и т. п.).

Предохранительные средства защиты предназначены для индивидуальной защиты
работающего от вредных воздействий неэлектротехнических факторов — световых,
тепловых и механических, а также от продуктов горения и падения с высоты. К ним
относятся защитные очки и щитки, специальные рукавицы, изготовленные из
трудновоспламеняемой ткани, защитные каски, противогазы, предохранительные
монтерские пояса, страховочные канаты, монтерские когти.

Комплектация подстанции электрозащитными средствами приведена в таблице
5.4 и 5.5

Таблица 5.4 — Нормы комплектования электрозащитными средствами ОРУ 110кВ

Средство защиты

количество

Изолирующая штанга
(оперативная или универсальная)

2 шт.

Указатель напряжения

2 шт.

Диэлектрические перчатки

2 пары

Диэлектрические боты

1 пара

Переносные заземления

2 шт.

Временные ограждения (щиты)

2 шт.

Переносные плакаты и знаки
безопасности

по местным условиям

Шланговый противогаз

2 шт.

Защитные очки

2 пары

Таблица 5.5 — Нормы комплектования электрозащитными средствами ЗРУ 10кВ

Средство защиты

количество

Изолирующая штанга
(оперативная или универсальная)

2 шт.

Указатель напряжения

2 шт.

Изолирующие клещи

1 шт.

Электроизмерительные клещи

1 шт.

Диэлектрические перчатки

2 пары

Переносные заземления

3 шт

Временные ограждения (щиты)

2 шт.

Переносные плакаты и знаки
безопасности

по местным условиям

Шланговый противогаз

2 шт.

Защитные очки

2 пары

Заключение

В процессе проектирования реконструкции электрической части подстанции
были учтены основные условия проектирования: надежность, экономичность,
безопасность, а также перспективы развития (восстановления).

Были произведены расчеты по ведомостям, суточных и годовых графиков,
электрических нагрузок. Произведенный расчет по надежности и экономике показал
выгодность замены выключателей, который и был взят за основу, для реконструкции
подстанции.

По электрическим нагрузкам выбраны: число и мощность силовых понижающих
трансформаторов, основного и вспомогательного оборудования подстанции и
проверены по условиям КЗ и остальным параметрам.

Выбраны, разработаны защиты основных силовых трансформаторов.

В разделе «Спец вопрос» рассмотрен вопрос электроснабжение микрорайона
«А».

В разделе «Техника безопасности» рассмотрен вопрос «Технические
мероприятия при обслуживании электроустановок с выше 1 кВ.».

Графическая часть проекта представлена на пяти листах и содержит:

.План подстанции до реконструкции «Арсеньев-1».

.План подстанции после реконструкции «Арсеньев-1».

.Грозазащита подстанции «Арсеньев-1»

.Спец часть: «План силовых и осветительных сетей жилого дома»

.Дифференциальная защита трансформатора ДТЗ — 11

.Разрез элегазового выключателя марки ВГБЭ — 35 12,5/630 УХЛ 1


список
литературы

1.   Проектирование
электрической части подстанций: методические указания к курсовому
проектированию/ — Владивосток ДВГТУ.

2.       Релейная
защита и автоматика систем электроснабжения: методические указания к курсовому
проектированию — Владивосток ДВГТУ, 1997.

.        Неклепаев
Б.Н., Крючков И.П. электрическая часть электростанций и подстанций: справочные
материалы для курсового и дипломного проектирования/ — М.: Энергоатомиздат,
1989.

.        Федоров
А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования/
— М.: Энергоатомиздат, 1987.

.        Шабад
М.А. Расчет релейной защиты и автоматики распределительных сетей/ — Л.
Энергоатомиздат, 1985.

.        Андреев
В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения/ — М.: «Высшая школа»
1991.

.        Справочник
по электроснабжению промышленных предприятий / Под ред. А.А. Федорова и Г.В.
Сербиновского — М.: Энергия, 1973.

.        Правила
устройства электроустановок/ — СПб.: ДЕАН, 2002.

.        Нормы
технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим
напряжением 35-750 кВ/ — М., 1991.

.        Рожкова
Л.Д, Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций/ — М.: Энергия,
1980.

.        Типовые
схемы принципиальные электрические распределительных устройств напряжением
6-750 кВ подстанций и указания по их применению № 14198 ТМ-Т1/ — М.:
Министерство топлива и энергетики РФ, 1993.

.        Пособие
к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических
специальностей вузов: Под ред. В.М. Блок/ — М.: Высшая школа, 1990.

.        Васильев
А.А., Крючков И.П., Наяшкова Н.Р. и др. электрическая часть станций и
подстанций: учебник для ВУЗов/ — М.: Энергоатомиздат. — 1990.

.        Пособие
к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических
специальностей вузов / Под ред. В.М. Блок /- М.: Высшая школа, 1990.

.        Охрана
труда в электроустановках / Под ред. Б.А. Князевского — М.: Энергоатомиздат,
1983.

приложение1

 ЗИМА

Лесная-Н.Сысоевка

Ф-1 База общеп

Ф-5 Водовод

Ф-6 больница

Ф-7 Интернат

Ф-8 Комсом. кв.

Часы

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

S,мВА

Q,мВАр

01-00

7770

2940

8307,6

864

198

886,4

1272

408

1335,8

768

192

791,6

1248

288

1280,8

936

180

953,2

02-00

7560

2940

8111,5

828

198

851,3

1248

432

1320,7

768

192

791,6

1248

288

1280,8

900

216

925,6

03-00

7350

2940

7916,2

828

198

851,3

1248

432

1320,7

672

144

687,3

1248

288

1280,8

792

180

812,2

03-30

7560

2940

8111,5

828

216

855,7

1296

480

1382,0

672

192

698,9

1440

288

1468,5

864

216

890,6

04-00

7560

2940

8111,5

864

216

890,6

1344

480

1427,1

768

192

791,6

1440

288

1468,5

792

216

820,9

04-30

7560

2940

8111,5

864

216

890,6

1344

480

1427,1

768

192

791,6

1440

288

1468,5

864

216

890,6

05-00

7560

2940

8111,5

864

216

890,6

1344

432

1411,7

768

192

791,6

1344

288

1374,5

864

216

890,6

06-00

7980

2730

8434,1

954

216

978,1

1368

432

1434,6

768

192

791,6

1344

288

1374,5

900

180

917,8

07-00

9030

3570

9710,1

1170

216

1189,8

1656

432

1711,4

1008

144

1018,2

1488

288

1515,6

1260

180

1272,8

08-00

8400

3570

9127,2

1134

216

1154,4

1608

432

1665,0

1008

240

1036,2

1344

288

1374,5

1332

288

1362,8

09-00

8190

2520

8568,9

1134

216

1154,4

1560

432

1618,7

1008

192

1026,1

1344

288

1374,5

1296

252

1320,3

09-30

7980

2520

8368,4

1116

216

1136,7

1488

432

1549,4

960

192

979,0

1248

288

1280,8

1224

216

1242,9

10-00

7980

2520

8368,4

1116

216

1136,7

1488

384

1536,7

960

192

979,0

1248

288

1280,8

1224

216

1242,9

10-30

8400

2520

8769,9

1116

252

1144,1

1488

384

1536,7

960

96

964,8

1248

288

1280,8

1224

216

1242,9

11-00

8400

2940

8899,6

1188

252

1214,4

1488

384

1536,7

960

192

979,0

1248

192

1262,7

1224

216

1242,9

12-00

7980

2940

8504,4

1152

234

1175,5

1488

408

1542,9

960

192

979,0

1200

288

1234,1

1296

252

1320,3

13-00

7770

3150

8384,2

1242

270

1271,0

1608

456

1671,4

1008

192

1026,1

1344

288

1374,5

1296

252

1320,3

14-00

7770

3150

8384,2

1116

234

1140,3

1488

432

1549,4

912

192

932,0

1248

288

1280,8

1116

252

1144,1

15-00

7770

2940

8307,6

990

216

1440

408

1496,7

864

144

875,9

1104

240

1129,8

1080

216

1101,4

16-00

7560

2940

8111,5

1116

216

1136,7

1440

408

1496,7

864

192

885,1

1248

288

1280,8

1116

216

1136,7

17-00

8610

2940

9098,1

1116

234

1140,3

1440

432

1503,4

864

192

885,1

1152

288

1187,5

1116

252

1144,1

18-00

8820

3150

9365,6

1332

270

1359,1

1584

456

1648,3

1152

240

1176,7

1248

288

1280,8

1404

288

1433,2

18-30

8820

3360

9438,3

1548

288

1574,6

1920

480

1979,1

1344

288

1374,5

1344

288

1374,5

1440

288

1468,5

19-00

8820

3360

9438,3

1548

288

1574,6

2016

480

2072,4

1440

288

1468,5

1440

288

1468,5

1440

288

1468,5

19-30

8820

3360

9438,3

1584

288

1610,0

2064

480

2119,1

1440

192

1452,7

1440

288

1468,5

1440

288

1468,5

20-00

8820

3360

9438,3

1548

288

1574,6

2064

480

2119,1

1440

192

1452,7

1440

288

1468,5

2232

288

2250,5

21-00

9240

3150

9762,2

1368

234

1387,9

1776

480

1839,7

1248

192

1262,7

1200

336

1246,2

1620

252

1639,5

22-00

9030

2940

9496,6

1278

234

1299,2

1752

480

1816,6

1248

240

1270,9

1200

288

1234,1

1512

252

1532,9

23-00

8610

2940

9098,1

1152

234

1175,5

1632

456

1694,5

1056

192

1073,3

1200

288

1234,1

1296

216

1313,9

24-00

8400

2730

8832,5

1098

216

1119,0

1560

456

1625,3

1008

192

1026,1

1200

288

1234,1

1188

216

1207,5

01-00

7560

3150

8190,0

882

198

904,0

1272

408

1335,8

768

192

791,6

1200

240

1223,8

900

180

917,8

Лето

 

город

 

 

Аскольд

 

 

Гражданка

 

 

Анучино

 

 

Н.Сысоевка

 

Время

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

0 — 1

3,2634

1,240092

3,49

2,7594

0,634662

2,83

1,6632

0,548856

1,75

1,6401

0,738045

1,80

4,8825

2,1483

5,33

1 — 2

2,7972

1,062936

2,99

2,7594

0,634662

2,83

1,512

0,49896

1,59

1,6401

0,738045

1,80

5,04

2,2176

5,51

2 — 3

2,7972

1,062936

2,99

2,7594

0,634662

2,83

1,512

0,49896

1,59

1,7892

0,80514

1,96

4,8825

2,1483

5,33

3 — 4

2,7972

1,062936

2,99

2,6061

0,599403

2,67

1,512

0,49896

1,59

1,491

0,67095

1,64

4,8825

2,1483

5,33

4 — 5

2,7972

1,062936

2,99

2,7594

0,634662

2,83

1,512

0,49896

1,59

1,491

0,67095

1,64

4,8825

5,33

5 — 6

2,9526

1,121988

3,16

2,7594

0,634662

2,83

1,4328

0,472824

1,51

1,6401

0,738045

1,80

4,8825

2,1483

5,33

6 — 7

3,885

1,4763

4,16

2,6061

0,599403

2,67

1,7424

0,574992

1,83

1,6401

0,738045

1,80

5,355

2,3562

5,85

7 — 8

4,1958

1,594404

4,49

3,066

0,70518

3,15

1,7424

0,574992

1,83

1,7892

0,80514

1,96

5,5125

2,4255

6,02

8 — 9

4,8174

1,830612

5,15

2,9127

0,669921

2,99

1,8144

0,598752

1,91

1,7892

0,80514

1,96

5,5125

2,4255

6,02

9 — 10

4,9728

1,889664

5,32

4,4457

1,022511

4,56

1,8144

0,598752

1,91

1,7892

0,80514

1,96

5,67

2,4948

6,19

 10 — 11

4,662

1,77156

4,99

4,9056

1,128288

5,03

1,8144

0,598752

1,91

1,7892

0,80514

1,96

5,67

2,4948

6,19

11 — 12

5,2836

2,007768

5,65

4,2924

0,987252

4,40

1,6632

0,548856

1,75

1,491

0,67095

1,64

5,1975

2,2869

5,68

12 — 13

4,5066

1,712508

4,82

3,5624

0,819352

3,66

1,5912

0,525096

1,68

1,491

0,67095

1,64

5,1975

2,2869

5,68

13 — 14

4,3512

1,653456

4,65

4,1391

0,951993

4,25

1,6632

0,548856

1,75

1,3419

0,603855

1,47

5,1975

2,2869

5,68

14 — 15

4,0404

1,535352

4,32

4,088

0,94024

4,19

1,5912

0,525096

1,68

1,491

0,67095

1,64

5,1975

2,2869

5,68

15 — 16

4,0404

1,535352

4,32

3,5259

0,810957

3,62

1,5912

0,525096

1,68

1,3419

0,603855

1,47

5,355

2,3562

5,85

16 — 17

4,0404

1,535352

4,32

3,3726

0,775698

3,46

1,6632

0,548856

1,75

1,491

0,67095

1,64

5,1975

2,2869

5,68

17 — 18

4,9728

1,889664

5,32

3,2193

0,740439

3,30

1,9656

0,648648

2,07

1,7892

0,80514

1,96

6,3

2,772

6,88

18 — 19

5,5944

2,125872

5,98

3,504

0,80592

3,60

2,1168

0,698544

2,23

2,0874

0,93933

2,29

6,615

2,9106

7,23

19 — 20

5,5944

2,125872

5,98

2,7594

0,634662

2,83

1,8144

0,598752

1,91

1,7892

0,80514

1,96

6,3

2,772

6,88

20 — 21

2,6418

1,003884

2,83

3,3726

0,775698

3,46

2,304

0,76032

2,43

2,0874

0,93933

2,29

6,3

2,772

6,88

21 —22

4,9728

1,889664

5,32

3,066

0,70518

3,15

1,8936

0,624888

1,99

1,7892

0,80514

1,96

6,3

2,772

6,88

22 — 23

4,0404

1,535352

4,32

2,9127

0,669921

2,99

1,6632

0,548856

1,75

1,491

0,67095

1,64

5,67

2,4948

6,19

23 — 24

3,2634

1,240092

3,49

2,4528

0,564144

2,52

1,512

0,49896

1,59

1,6401

0,738045

1,80

4,8825

2,1483

5,33

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Итого

 

 

104,07

 

 

80,66

 

 

43,29

 

 

43,65

 

 

142,99

Зима

 

Ф —1 Лесокомбинат

 

 

Ф — 3 Насосная

 

 

Ф — 9 ТЭЦ

 

 

Ф — 11 АМПЭС

 

Ф — 15 СК — 2

 

время

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

0 — 1

0,43

0,1892

0,47

0,5

0,015

0,50

2,74

1,0412

2,93

0,36

0,18

0,40

0,04

0,088

0,10

1 — 2

0,39

0,1716

0,43

0,47

0,0141

0,47

2,81

1,0678

3,01

0,32

0,16

0,36

0,04

0,088

0,10

2 — 3

0,43

0,1892

0,47

0,5

0,015

0,50

2,88

1,0944

3,08

0,65

0,325

0,73

0,04

0,088

0,10

3 — 4

0,43

0,1892

0,47

0,5

0,015

0,50

2,88

1,0944

3,08

0,65

0,325

0,73

0,04

0,088

0,10

4 — 5

0,43

0,1892

0,47

0,43

0,0129

0,43

2,74

1,0412

2,93

0,65

0,325

0,73

0,04

0,088

0,10

5 — 6

0,43

0,1892

0,47

0,47

0,0141

0,47

2,81

1,0678

3,01

0,65

0,325

0,73

0,04

0,088

0,10

6 — 7

0,43

0,1892

0,47

0,5

0,015

0,50

2,74

1,0412

2,93

0,72

0,36

0,80

0,04

0,088

0,10

7 — 8

0,43

0,1892

0,47

0,47

0,0141

0,47

2,66

1,0108

2,85

0,68

0,34

0,76

0,04

0,088

0,10

8 — 9

0,46

0,2024

0,50

0,57

0,0171

0,57

2,81

1,0678

3,01

0,86

0,43

0,96

0,04

0,088

0,10

9 — 10

0,43

0,1892

0,47

0,5

0,015

0,50

3,02

1,1476

3,23

0,79

0,395

0,88

0,07

0,154

0,17

 10 — 11

0,5

0,22

0,55

0,58

0,0174

0,58

3,17

1,2046

3,39

0,86

0,43

0,96

0,07

0,154

0,17

11 — 12

0,43

0,1892

0,47

0,5

0,015

0,50

2,7

1,026

2,89

0,79

0,395

0,88

0,07

0,154

0,17

12 — 13

0,47

0,2068

0,51

0,47

0,0141

0,47

2,7

1,026

2,89

0,72

0,36

0,80

0,07

0,154

0,17

13 — 14

0,43

0,1892

0,47

0,5

0,015

0,50

2,7

1,026

2,89

0,76

0,38

0,85

0,04

0,088

0,10

14 — 15

0,43

0,1892

0,47

0,5

0,015

0,50

2,7

1,026

2,89

0,79

0,395

0,88

0,04

0,088

0,10

15 — 16

0,43

0,1892

0,47

0,5

0,015

0,50

2,6

0,988

2,78

0,76

0,38

0,85

0,04

0,088

0,10

16 — 17

0,47

0,2068

0,51

0,58

0,0174

0,58

2,6

0,988

2,78

0,83

0,415

0,93

0,04

0,088

0,10

17 — 18

0,5

0,22

0,55

0,58

0,0174

0,58

2,66

1,0108

2,85

0,94

0,47

1,05

0,07

0,154

0,17

18 — 19

0,58

0,2552

0,63

0,58

0,0174

0,58

2,7

1,026

2,89

0,94

0,47

1,05

0,07

0,154

0,17

19 — 20

0,5

0,22

0,55

0,5

0,015

0,50

2,45

0,931

2,62

0,79

0,395

0,88

0,07

0,154

0,17

20 — 21

0,58

0,2552

0,63

0,61

0,0183

0,61

3,24

1,2312

3,47

1,04

0,52

0,07

0,154

0,17

21 —22

0,43

0,1892

0,47

0,47

0,0141

0,47

2,66

1,0108

2,85

0,76

0,38

0,85

0,07

0,154

0,17

22 — 23

0,39

0,1716

0,43

0,5

0,015

0,50

2,34

0,8892

2,50

0,68

0,34

0,76

0,07

0,154

0,17

23 — 24

0,39

0,1716

0,43

0,47

0,0141

0,47

2,45

0,931

2,62

0,61

0,305

0,68

0,04

0,088

0,10

 

10,82

 

11,82107

12,25

 

12,25551

65,76

 

70,34783

17,6

 

19,6774

1,26

 

3,044928

Итого

 

 

11,82

 

 

12,26

 

 

70,35

 

 

19,68

 

 

3,04

приложение 2

Ф — 17 СК — 2

 

 

Ф — 21 ТЭЦ

 

 

Ф — 27 КирЗавод

 

 

Ф — 29 Кв-л Комсомольский

 

 

ТСН — 2

 

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

0,02

0,06

0,06

0,43

0,1634

0,46

0,4

0,184

0,44

0,76

0,3496

0,84

0,073

0,03358

0,08

0,02

0,06

0,06

0,43

0,1634

0,46

0,36

0,1656

0,40

0,72

0,3312

0,79

0,074

0,03404

0,08

0,02

0,06

0,06

0,5

0,19

0,53

0,43

0,1978

0,47

0,72

0,3312

0,79

0,079

0,03634

0,09

0,02

0,06

0,06

0,43

0,1634

0,46

0,43

0,1978

0,47

0,72

0,3312

0,79

0,074

0,03404

0,08

0,02

0,06

0,06

0,43

0,1634

0,46

0,43

0,1978

0,47

0,72

0,3312

0,79

0,077

0,03542

0,08

0,02

0,06

0,06

0,43

0,1634

0,46

0,4

0,184

0,44

0,72

0,3312

0,79

0,083

0,03818

0,09

0,02

0,06

0,06

0,36

0,1368

0,39

0,47

0,2162

0,52

0,86

0,3956

0,95

0,072

0,03312

0,08

0,02

0,06

0,06

0,5

0,19

0,53

0,54

0,2484

0,59

0,83

0,3818

0,91

0,084

0,03864

0,09

0,02

0,06

0,06

0,58

0,2204

0,62

0,65

0,299

0,72

0,86

0,3956

0,95

0,168

0,07728

0,18

0,035

0,105

0,11

0,43

0,1634

0,46

0,58

0,2668

0,64

0,86

0,3956

0,95

0,072

0,03312

0,08

0,035

0,105

0,11

0,86

0,3268

0,92

0,58

0,2668

0,64

0,94

0,4324

1,03

0,072

0,03312

0,08

0,035

0,105

0,11

0,43

0,1634

0,46

0,58

0,2668

0,64

0,86

0,3956

0,95

0,69

0,3174

0,76

0,035

0,105

0,11

0,79

0,3002

0,85

0,43

0,1978

0,47

0,83

0,3818

0,91

0,064

0,02944

0,07

0,02

0,06

0,06

0,79

0,3002

0,85

0,54

0,2484

0,59

0,76

0,3496

0,84

0,064

0,02944

0,07

0,02

0,06

0,06

0,79

0,3002

0,85

0,54

0,2484

0,59

0,76

0,3496

0,84

0,064

0,02944

0,07

0,02

0,06

0,06

0,79

0,3002

0,85

0,5

0,23

0,55

0,79

0,3634

0,87

0,02898

0,07

0,02

0,06

0,06

0,72

0,2736

0,77

0,58

0,2668

0,64

0,86

0,3956

0,95

0,063

0,02898

0,07

0,035

0,105

0,11

0,72

0,2736

0,77

1,01

0,4646

1,11

0,936

0,43056

1,03

0,063

0,02898

0,07

0,035

0,105

0,11

1,01

0,3838

1,08

0,5

0,23

0,55

1

0,46

1,10

0,066

0,03036

0,07

0,035

0,105

0,11

0,72

0,2736

0,77

0,72

0,3312

0,79

0,86

0,3956

0,95

0,062

0,02852

0,07

0,035

0,105

0,11

0,72

0,2736

0,77

0,61

0,2806

0,67

1,08

0,4968

1,19

0,077

0,03542

0,08

0,035

0,105

0,11

0,79

0,3002

0,85

0,5

0,23

0,55

0,79

0,3634

0,87

0,068

0,03128

0,07

0,035

0,105

0,11

0,65

0,247

0,70

0,54

0,2484

0,59

0,68

0,3128

0,75

0,066

0,03036

0,07

0,02

0,06

0,06

0,79

0,3002

0,85

0,47

0,2162

0,52

0,68

0,3128

0,75

0,063

0,02898

0,07

0,63

 

1,992235

15,09

 

16,14277

12,79

 

14,0783

19,596

 

21,56985

2,401

 

 

 

 

1,99

 

 

16,14

 

 

14,08

 

 

21,57

 

 

2,64

Лето

 

Ф —1 Лесокомбинат

 

 

Ф — 3 Насосная

 

 

Ф — 9 ТЭЦ

 

 

Ф — 11 АМПЭС

 

 

Ф — 15 СК — 2

 

время

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

0 — 1

0,3182

0,140008

0,35

0,365

0,01095

0,37

1,9728

0,749664

2,11

0,2556

0,1278

0,29

0,028

0,0616

0,07

1 — 2

0,2886

0,126984

0,32

0,3431

0,010293

0,34

2,0232

0,768816

2,16

0,2272

0,1136

0,25

0,028

0,0616

0,07

2 — 3

0,3182

0,140008

0,35

0,365

0,01095

0,37

2,0736

0,787968

2,22

0,4615

0,23075

0,52

0,028

0,0616

0,07

3 — 4

0,3182

0,140008

0,35

0,365

0,01095

0,37

2,0736

0,787968

2,22

0,4615

0,23075

0,52

0,028

0,0616

0,07

4 — 5

0,3182

0,140008

0,35

0,3139

0,009417

0,31

1,9728

0,749664

2,11

0,4615

0,23075

0,52

0,028

0,0616

0,07

5 — 6

0,3182

0,140008

0,35

0,3431

0,010293

0,34

2,0232

0,768816

2,16

0,4615

0,23075

0,52

0,028

0,0616

0,07

6 — 7

0,3182

0,140008

0,35

0,365

0,01095

0,37

1,9728

0,749664

2,11

0,5112

0,2556

0,57

0,028

0,0616

0,07

7 — 8

0,3182

0,140008

0,35

0,3431

0,010293

0,34

1,9152

0,727776

2,05

0,4828

0,2414

0,54

0,028

0,0616

0,07

8 — 9

0,3404

0,149776

0,37

0,4161

0,012483

0,42

2,0232

0,768816

2,16

0,6106

0,3053

0,68

0,028

0,0616

0,07

9 — 10

0,3182

0,140008

0,35

0,365

0,01095

0,37

2,1744

0,826272

2,33

0,5609

0,28045

0,63

0,049

0,1078

0,12

 10 — 11

0,37

0,1628

0,40

0,4234

0,012702

2,2824

0,867312

2,44

0,6106

0,3053

0,68

0,049

0,1078

0,12

11 — 12

0,3182

0,140008

0,35

0,365

0,01095

0,37

1,944

0,73872

2,08

0,5609

0,28045

0,63

0,049

0,1078

0,12

12 — 13

0,3478

0,153032

0,38

0,3431

0,010293

0,34

1,944

0,73872

2,08

0,5112

0,2556

0,57

0,049

0,1078

0,12

13 — 14

0,3182

0,140008

0,35

0,365

0,01095

0,37

1,944

0,73872

2,08

0,5396

0,2698

0,60

0,028

0,0616

0,07

14 — 15

0,3182

0,140008

0,35

0,365

0,01095

0,37

1,944

0,73872

2,08

0,5609

0,28045

0,63

0,028

0,0616

0,07

15 — 16

0,3182

0,140008

0,35

0,365

0,01095

0,37

1,872

0,71136

2,00

0,5396

0,2698

0,60

0,028

0,0616

0,07

16 — 17

0,3478

0,153032

0,38

0,4234

0,012702

0,42

1,872

0,71136

2,00

0,5893

0,29465

0,66

0,028

0,0616

0,07

17 — 18

0,37

0,1628

0,40

0,4234

0,012702

0,42

1,9152

0,727776

2,05

0,6674

0,3337

0,75

0,049

0,1078

0,12

18 — 19

0,4292

0,188848

0,47

0,4234

0,012702

0,42

1,944

0,73872

2,08

0,6674

0,3337

0,75

0,049

0,1078

0,12

19 — 20

0,37

0,1628

0,40

0,365

0,01095

0,37

1,764

0,67032

1,89

0,5609

0,28045

0,63

0,049

0,1078

0,12

20 — 21

0,4292

0,188848

0,47

0,4453

0,013359

0,45

2,3328

0,886464

2,50

0,7384

0,3692

0,83

0,049

0,1078

0,12

21 —22

0,3182

0,140008

0,35

0,3431

0,010293

0,34

1,9152

0,727776

2,05

0,5396

0,2698

0,60

0,049

0,1078

0,12

22 — 23

0,2886

0,126984

0,32

0,365

0,01095

0,37

1,6848

0,640224

1,80

0,4828

0,2414

0,54

0,049

0,1078

0,12

23 — 24

0,2886

0,126984

0,32

0,3431

0,010293

0,34

1,764

0,67032

1,89

0,4331

0,21655

0,48

0,028

0,0616

0,07

 

 

 

 

 

 

47,3472

 

47,35

 

 

 

 

 

 

Итого

 

 

8,75

 

 

8,95

 

 

98,00

 

 

13,97

 

 

2,13

 

Ф — 17 СК — 2

 

 

Ф — 21 ТЭЦ

 

 

Ф — 27 КирЗавод

 

 

Ф — 29 Кв-л Комсомольский

 

 

ТСН — 2

 

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

P,мВт

Q,мВАр

S,мВА

0,014

0,042

0,04

0,3053

0,116014

0,33

0,288

0,13248

0,32

0,5548

0,255208

0,61

0,05329

0,024513

0,06

0,014

0,042

0,04

0,3053

0,116014

0,33

0,2592

0,119232

0,29

0,5256

0,241776

0,58

0,05402

0,024849

0,06

0,014

0,042

0,04

0,355

0,1349

0,38

0,3096

0,142416

0,34

0,5256

0,241776

0,58

0,05767

0,026528

0,06

0,014

0,042

0,04

0,3053

0,116014

0,33

0,3096

0,142416

0,34

0,5256

0,241776

0,58

0,05402

0,024849

0,06

0,014

0,042

0,04

0,3053

0,116014

0,33

0,3096

0,142416

0,34

0,5256

0,241776

0,58

0,025857

0,06

0,014

0,042

0,04

0,3053

0,116014

0,33

0,288

0,13248

0,32

0,5256

0,241776

0,58

0,06059

0,027871

0,07

0,014

0,042

0,04

0,2556

0,097128

0,27

0,3384

0,155664

0,37

0,6278

0,288788

0,69

0,05256

0,024178

0,06

0,014

0,042

0,04

0,355

0,1349

0,38

0,3888

0,178848

0,43

0,6059

0,278714

0,67

0,06132

0,028207

0,07

0,014

0,042

0,04

0,4118

0,156484

0,44

0,468

0,21528

0,52

0,6278

0,288788

0,69

0,12264

0,056414

0,13

0,0245

0,0735

0,08

0,3053

0,116014

0,33

0,4176

0,192096

0,46

0,6278

0,288788

0,69

0,05256

0,024178

0,06

0,0245

0,0735

0,08

0,6106

0,232028

0,65

0,4176

0,192096

0,46

0,6862

0,315652

0,76

0,05256

0,024178

0,06

0,0245

0,0735

0,08

0,3053

0,116014

0,33

0,4176

0,192096

0,46

0,6278

0,288788

0,69

0,5037

0,231702

0,55

0,0245

0,0735

0,08

0,5609

0,213142

0,60

0,3096

0,142416

0,34

0,6059

0,278714

0,67

0,04672

0,021491

0,05

0,014

0,042

0,04

0,5609

0,213142

0,60

0,3888

0,178848

0,43

0,5548

0,255208

0,61

0,04672

0,021491

0,05

0,014

0,042

0,04

0,5609

0,213142

0,60

0,3888

0,178848

0,43

0,5548

0,255208

0,61

0,04672

0,021491

0,05

0,014

0,042

0,04

0,5609

0,213142

0,60

0,36

0,1656

0,40

0,5767

0,265282

0,63

0,04599

0,021155

0,05

0,014

0,042

0,04

0,5112

0,194256

0,55

0,4176

0,192096

0,46

0,6278

0,288788

0,69

0,04599

0,021155

0,05

0,0245

0,0735

0,08

0,5112

0,194256

0,55

0,7272

0,334512

0,80

0,68328

0,314309

0,75

0,04599

0,021155

0,05

0,0245

0,0735

0,08

0,7171

0,272498

0,77

0,36

0,1656

0,40

0,73

0,3358

0,80

0,04818

0,022163

0,05

0,0245

0,0735

0,08

0,5112

0,194256

0,55

0,5184

0,238464

0,57

0,6278

0,288788

0,69

0,04526

0,02082

0,05

0,0245

0,0735

0,08

0,5112

0,194256

0,55

0,4392

0,202032

0,48

0,7884

0,362664

0,87

0,05621

0,025857

0,06

0,0245

0,0735

0,08

0,5609

0,213142

0,60

0,36

0,1656

0,40

0,5767

0,265282

0,63

0,04964

0,022834

0,05

0,0245

0,0735

0,08

0,4615

0,17537

0,49

0,3888

0,178848

0,43

0,4964

0,228344

0,55

0,04818

0,022163

0,05

0,014

0,042

0,04

0,5609

0,213142

0,60

0,3384

0,155664

0,37

0,4964

0,228344

0,55

0,04599

0,021155

0,05

 

 

 1,39

 

 

 11,46

 

 

10,14

 

 

 15,75

 

 

1,93

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

приложение 3

Зима

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Время

0 — 1

1 — 2

2 — 3

3 — 4

4 — 5

5 — 6

6 — 7

7 — 8

8 — 9

9 — 10

 10 — 11

11 — 12

12 — 13

P,мВт

25,073

24,324

24,939

24,234

24,237

24,633

26,902

28,414

32,197

33,287

31,445

28,789

Q,мВАр

9,51538

9,25084

9,52414

9,25794

9,25232

9,40708

10,33092

10,84814

11,44868

12,11102

12,42172

11,8495

10,93524

S,мВА

26,96

26,16

26,83

26,08

26,08

26,50

28,96

30,56

32,17

34,60

35,74

33,80

30,98

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Итого

13 — 14

14 — 15

15 — 16

16 — 17

17 — 18

18 — 19

19 — 20

20 — 21

21 —22

22 — 23

23 — 24

 

29,284

28,934

28,023

28,183

32,294

34,541

31,487

30,792

31,043

27,371

24,673

685,007

10,88634

10,78714

10,54988

10,63408

12,47374

13,28256

12,25272

11,86432

11,99548

10,53956

9,47338

260,8921

31,40

31,04

30,09

30,28

34,81

37,21

33,97

33,20

33,46

29,51

26,56

736,96

Лето

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

время

0 — 1

1 — 2

2 — 3

3 — 4

4 — 5

5 — 6

6 — 7

7 — 8

8 — 9

9 — 10

 10 — 11

11 — 12

12 — 13

P,мВт

18,36359

17,81692

18,24847

17,74362

17,74721

18,03489

19,71216

20,81822

21,90874

23,58736

24,36806

23,0437

21,09142

Q,мВАр

6,970192

6,777367

6,968894

6,77888

6,77531

6,887427

7,57052

7,948962

8,386866

8,870923

9,091908

8,681754

8,009514

S,мВА

19,74

19,16

19,63

19,09

19,09

19,40

21,22

22,39

23,57

25,35

26,16

24,77

22,69

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Итого

13 — 14

14 — 15

15 — 16

16 — 17

17 — 18

18 — 19

19 — 20

20 — 21

21 —22

22 — 23

23 — 24

 

21,45292

21,18942

20,53479

20,64179

23,66407

25,31038

23,09346

22,52001

22,75844

20,06688

18,06329

501,7798

7,976827

7,900955

7,732357

7,789395

9,138401

9,731597

8,984574

8,675212

8,792907

7,725462

6,935593

191,1018

23,00

22,73

22,05

22,17

25,51

27,26

24,91

24,28

24,53

21,63

19,44

539,77

ПЕРЕЧЕНЬ ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

ВН — высокое напряжение

СН — среднее напряжение

НН — низкое напряжение

КЗ — короткое замыкание

РП — распределительный пункт

ЛЭП — линия электропередач

АПВ — автоматическое повторное включение

АВР — автоматическое включение резерва

РУ — распределительное устройство

ОРУ — открытое распределительное устройство

ЗРУ — закрытое распределительное устройство

КРУ — комплектное распределительное устройство

С.Н. — собственные нужды

ТСН — трансформатор собственных нужд

Учебная работа. Проект реконструкции электрической части подстанции Молодежная

Учебная работа. Проект реконструкции контактной сети

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Проект реконструкции контактной сети

Содержание

Введение

Данные для трассировки контактной
сети на перегоне

. Питание и секционирование
контактной сети перегона

2. Определение сечения проводов
контактной сети и выбор типа подвески

.1 Определение минимального
экономического сечения контактной сети в медном эквиваленте

2.2 Расчет среднего числа поездов

2.3 Выбор типа контактной подвески

. Расчёт нагрузок на провода цепной
подвески

4. Расчёт длины пролётов между
опорами контактной сети на перегоне

5. Механический расчёт анкерного
участка

. Расчёт и подбор типовых опор
контактной сети

. экономическая часть

. Безопасность и экологичность
проекта

. Специальная часть проекта

Заключение

Список литературы

Введение

Контактная сеть — сложное техническое сооружение
электрифицированных железных дорог.

Устройства контактной сети и воздушных линий
требуют постоянного внимания и грамотной технической эксплуатации,
своевременного выполнения всех видов ремонтных работ для обеспечения
безопасности движения поездов и обслуживающего персонала.

В соответствии с Правилами технической
эксплуатации железных дорог Российской Федерации, конструкции контактных
подвесок должны соответствовать требованиям, обеспечивающим пропуск
пассажирских поездов со скоростью движения 140 км/ч и учитывать возможность
перспективного повышения скоростей движения на отдельных направлениях до
160-200 км/ч.

В последние годы реализуется программа
обновления устройств электроснабжения, в том числе контактной сети.
Предусматривается внедрение современных технических средств, гарантирующих
дальнейшее повышение надежности работы устройств электроснабжения и их
экономической эффективности.

При проведении обновления контактной сети
широкое применение на сети железных дорог находят контактная подвеска КС-160
постоянного и переменного тока, новые типы опор, изоляторов, арматуры и другие
изделия повышенной надежности.

Строительство и модернизация контактной сети
должно производится по типовым проектам КС-160. До завершения разработки всех
модификаций контактных подвесок КС-160 должны применяться действующие типовые
решения.

Типовые проекты и узлы должны согласовываться с
Трансэлектропроектом и утверждаться Департаментом электрификации и
электроснабжения ОАО «российские железные дороги».

Модернизация контактной сети производится для
обновления основных фондов, восстановления ресурса постоянных элементов и
повышения технических показателей контактной подвески.

основные цели проведения модернизации:

повышение ресурса основных элементов и их
сближение для создания предпосылок при последующей эксплуатации проведения
комплексных видов капитального ремонта;

повышение надежности и устойчивости работы за
счет применения изделий и узлов с улучшенными свойствами;

снижение расходов на обслуживание за счет
исключения или увеличения периодичности работ по диагностике, осмотрам,
ремонту;

увеличение срока службы контактного провода за
счет повышения показателей качества токосъема;

на основе анализа работы контактной сети
устранение причин нарушений в работе контактной сети вследствие не учета при
проектировании местных особенностей климатических условий, состояния земляного
полотна, инженерно-геологических условий и обеспечение устойчивости опор
контактной сети;

учет изменений в процессе эксплуатации состояния
и положения пути, устранение нетиповых узлов, доведение основных параметров
контактной подвески до установленных нормативными документами.

Контактная подвеска состоит из постоянных и
переменных элементов. К постоянным элементам относятся опоры и анкеры, жесткие
и гибкие поперечины, несущие и рессорные тросы, усиливающие и питающие провода,
поддерживающие конструкции, компенсирующие устройства, изоляция, арматура и
оборудование.

Замена постоянных элементов производится после
повреждений или при капитальном ремонте вследствие накопления недопустимых
дефектов, а также при модернизации из-за выработки ресурса. К переменным
элементам относятся контактные провода, струны, замена которых производится в
зависимости от степени износа. Модернизацию производят, если на участке
постоянные элементы контактной сети выработали более 75% нормального срока
службы (ресурса) и понизили более чем на 25% несущую способность или допустимые
нагрузки.

При модернизации производится полное обновление
всех постоянных элементов контактной подвески по типовым проектам контактной
подвески для скоростей движения до 160 км/ч (КС-160).

По показателям качества токосъема контактная
подвеска должна обеспечивать скорости движения до 160 км/ч. замена контактных
проводов производится в зависимости от степени их износа.

Решение по оставлению в работе или замене опор,
установленных при капитальном ремонте, принимается при проектировании в
зависимости от возможности их использования в подвеске КС-160 и от разбивки
места установки опор.

Решение о проведении модернизации и конструкция
контактной подвески согласовывается с Департаментом электрификации и
электроснабжения ОАО «РЖД».

Данные для трассировки контактной сети на
перегоне

Входной светофор станции 210 9+26

Начало кривой R1
,
центр справа по ходу км 211 5+20

Конец кривой 211 8+10

Начало кривой R2
,
центр слева по ходу км 212 4+50

Конец кривой 212 6+80

Начало кривой R3
,
центр справа по ходу км 213 2+10

Конец кривой 213 3+90

Начало кривой R4
,
центр слева по ходу км 213 9+03

Конец кривой 214 0+90

Начало кривой R5
,
центр справа по ходу км 215 0+10

Конец кривой 215 2+50

Начало кривой R6
,
центр слева по ходу км 215 4+90

Конец кривой 215 7+55

Начало кривой R7
,
центр слева по ходу км 216 5+90

Конец кривой 216 9+50

Начало кривой R8
,
центр справа по ходу км 217 3+80

Конец кривой 217 6+80

Начало кривой R9
,
центр слева по ходу км 217 8+30

Конец кривой 217 9+80

Начало кривой R10
,
центр справа по ходу км 218 1+50

Конец кривой 218 6+00

Начало кривой R11,
центр слева по ходу км 218 6+50

Конец кривой 218 9+50

Эксплуатационная длина перегона 14,65 км.
Развернутая длина контактной сети 34,95 км.

Имеются негабаритные опоры с габаритом от 2750
до 3000 мм в количестве 11 штук, длины пролетов не соответствуют радиусам
кривых 55 пролетов, полностью нарушена изоляция анкерных оттяжек от анкеров,
нарушена изоляция спусков заземления от опоры, таблица 1.

Удельная повреждаемость на данном перегоне за
последние 5 лет составляет — 2,24.

Первоначальная стоимость составляет — 5947850,7
рублей, остаточная стоимость составляет — 5110637,9 рублей.

Текущие затраты эксплутационных расходов за 5
последних лет составляют — 3110000 рублей.

Таблица 1 — Дефектная ведомость состояния
контактной сети перегона

Наименование

количество

Нормативный
срок службы, лет

Фактический
срок службы, лет

Фактическое
состояние

1.
Несущий трос ПБСМ-95

34,95
км

40

48

требует
замены по превышению срока службы. снижение сечения проводов из-за коррозии
более 15% общего сечения проводов.

2.
Контактный провод МФ-100

34,95км

50

48

состояние
рабочей поверхности к/провода соответствует 3-му классу (ухудшенное). Износ
к/провода.

3.
Усиливающий провод А-185

8
км

45

48

снижение
сечения провода вследствие обрыва проволок и коррозии.

4.
Линия ДПР АС-35

15,2
км

45

48

Коррозия
провода. Сечение провода не соответствует нагрузкам, необходимым для тяги
поездов.

5.
Железобетонные опоры

577
шт

40

48

Требуют
замены по превышению нормативного срока службы; 74 опоры имеют наклон 3%.
Правка невозможна из-за отслаивания бетона опор и наличия сетки мелких
трещин. 46 опор — дефектные.

8.
Оттяжки

55
шт

40

48

Коррозия
металла. Требует замены по превышению нормативного срока службы.

9.
Консоли

566
шт

50

48

Коррозия
металла.

10.
Электрические соединители

Окисление
металла, вследствие этого потеря проводом сечения и рабочих свойств, а так же
необходима установка дополнительных соединителей.

11.
Зажим стыковой контактного провода КС-059

Подстрахованы
шунтами.

12.
Изоляторы: ФСФ-70

263
шт

____________

VKL-27,5

261
шт

Согласно
указания ЦЭ МПС №601 от 06.01.2001г. запрещена установка.

ПС-70

1995
шт

____________

ПФ-70

4929
шт

Необходима
замена на ПС-70

13.
Анкера

55
шт

40

48

Коррозия
металла. Требуют замены по превышению нормативного срока службы. 37 анкеров
— наклонные.

1.
Питание и секционирование контактной сети перегона

На электрифицированных железных дорогах
электроподвижной состав получает электроэнергию через контактную сеть от
тяговых подстанций, расположенных на таком расстоянии друг от друга, чтобы
обеспечивать надежную защиту от токов короткого замыкания.

В системе переменного тока электроэнергия в
контактную сеть поступает поочередно от двух фаз напряжением 27,5 кВ и
возвращается также по рельсовой цепи к третьей фазе. Чередование питания
производят для выравнивания нагрузок отдельных фаз энергоснабжающей системы.

Как правило, применяют схему двухстороннего
питания, при которой каждый находящийся на линии локомотив получает энергию от
двух тяговых подстанций.

Исключение составляют участки контактной сети,
расположенные в конце электрифицированной линии, где может быть применена схема
консольного (одностороннего) питания от крайней тяговой подстанции и постов
секционирования. Устраиваются вдоль электрифицированной линии изолирующие
сопряжения, и каждая секция получает электроэнергию от разных питающих линий
(продольное секционирование).

При продольном секционировании, кроме разделения
контактной сети у каждой тяговой подстанции и поста секционирования, выделяют в
отдельные секции контактную сеть каждого перегона и станции с помощью
изолирующих сопряжений. Секции между собой соединяются секционными
разъединителями, каждая из секций может быть отключена этими разъединителями.

На контактной сети участков переменного тока у
тяговых подстанций монтируют два изолирующих сопряжения с нейтральной вставкой
между ними.

Это вызвано тем, что секции, разделенные
нейтральной вставкой, питаются от разных фаз и даже кратковременное соединение
их между собой, например, через токоприемник, проходящий по изолирующему
сопряжению, недопустимо. В данной схеме питания и секционирования тяговая
подстанция Чукша фидера контактной сети Фл4 и Фл5 питает перегон с восточной
стороны станции, находящейся за изолирующим сопряжением, которое разделяет пути
станции от перегона воздушными промежутками В, Г .

На фидерах установлены секционные разъединители
Л-4, Л-5 с моторными приводами ТУ и ДУ, нормально замкнутые.

Главные пути станции питаются через фидер Фл3 и
мачтовые разъединители Л-31, Л-32 с моторными приводами ТУ и ДУ, нормально
замкнутые.

Два разъединителя В и Г питают нейтральную
вставку при правильном движении, с моторными приводами на ТУ. При неправильном
движении нейтральная вставка запитывается через разъединители В, Г с ручными
приводами. Все четыре разъединителя нормально разомкнуты.

С востока перегон питается от тяговой подстанции
ст.Огневка фидерами контактной сети Фл-1 и Фл-2. На фидерах установлены
секционные разъединители Л-1, Л-2 с моторными приводами ТУ и ДУ, нормально
замкнутые.

При поперечном секционировании на станциях
контактную сеть группы путей выделяют в отдельные секции и питают их от главных
путей через секционные разъединители, которые при необходимости могут быть
отключены. Секции контактной сети на соответствующих съездах между главными и
боковыми путями изолируют секционными изоляторами. этим достигается зависимое
питание каждого пути и каждой секции в отдельности, что облегчает устройство
защиты и дает возможность при повреждении или отключении одной из секций
осуществлять движение поездов по другим секциям.

2.
Определение сечения проводов контактной сети и выбор типа подвески, сечения
питающих и отсасывающих линий

Система электроснабжения электрифицируемой
железной дороги должна обеспечивать планируемые размеры движения, пропуск
требуемого числа поездов с установленными весовыми нормами, скоростями и
интервалами движения. При этом размещение тяговых подстанций, их мощность и
сечение проводов контактной подвески должны обеспечивать заданные размеры
движения при соблюдении допускаемого уровня напряжения на токоприемниках ЭПС,
температуры нагрева проводов и возможности защиты от токов КЗ и тяговой сети .
установление оптимального, наиболее целесообразного в техническом и
экономическом отношении варианта системы электроснабжения производится на
основании технико-экономических расчетов.

Перечисленные требования изложены в нормах
технологического проектирования электрификации (НТПЭ). Исходя из этих
требований, при выборе типа контактной подвески следует стремиться к тому,
чтобы ее сечение было возможно более близким к экономическому. одновременно
сечение проводов контактной сети должно быть не менее минимального допустимого
по току (по нагреву).

Сечение проводов контактной сети может считаться
выбранным окончательно только после проверки его по допустимой потере
напряжения.

техническая характеристика участка:

двухпутный участок переменного тока U
= 25000 В;

-схема питания двухсторонняя при полном
параллельном соединении путей;

-расстояние между тяговыми подстанциями L
= 47 км;

максимальная пропускная способность участка N0=
144 пар поездов;

заданная пропускная способность участка в сутки:
Nпас =
15 пар поездов, N
гр
= 55 пар поездов;

вес локомотива: P
пас
=115 т, P
гр
= 200 т;

вес состава поезда: Qпас
=1200 т, Q
гр
=
6100 т;

скорость движения поездов; Vпас
=
90 км / час; V
ГР
=
80 км/ час;

величина руководящего подъема; I
р
= 18 %;

тип рельсов Р -65;

-коэффициенты  kн = 1,35; kт = 1,15;

на участке предусматривается
магистральное плюс пригородное интенсивное движение электропоездов;

конструктивная высота подвески h м = 1,8 м;

на путях перегона принять
компенсированную подвеску ПБСМ-95+МФ-100+АС-185;

минимальная температура t mih = — 45 о
С;

максимальная температура t max = + 40 о
С;

нормативная скорость ветра
максимальной интенсивности V н =29 м / с;

скорость ветра при гололеде Vг =17,9 м/с;

толщина корки гололеда Ьг
=5 мм;

температура при максимальной
скорости ветра t v max = + 5 о
С;

температура при гололеде t г = -5 оС;

гололед цилиндрической формы с
удельным весом 0,9 г/ см.

.1 Определение минимального
экономического сечения контактной сети в медном эквиваленте

Находим удельный расход электроэнергии на тягу
по формуле:

а = 3,8 ( i
э
+
w с
р ),
Вт .- ч ./ т. — км. (1)

где 3,8 — коэффициент, учитывающий средние
потери электроэнергии в контактной сети, на тяговых подстанциях и расход на
собственные нужды электровоза, они определены опытным путем;

i
э
— величина эквивалентного подъема которая в зависимости от величины
руководящего подъема может быть определена для приблизительных расчетов по
таблице, %;

wс р
— среднее удельное сопротивление движению поезда в при средней технической
скорости, эту величину в зависимости от типа поезда и его технической скорости
, кг/ т.

Для подстановки в эту формулу по таблице
определяем соответствующее заданному i
р
= 5 % значение:

.

Определяем значения среднего
удельного сопротивления движению поезда w с р .

соответствующие заданным типам
поездов и их техническим скоростям движения, для пассажирского поезда с весом
состава Q п ас = 1200 т.,
при Vпас = 90 км
/час, W ср пас =3.7
кг/ т.

Из формулы (1) следует:

а пас = 3,8 ( 0,2 + 3,7 )
= 19,5 Вт — ч/т- км;

а гр = 3,8 ( 0,2 + 2,1 )
= 16,21 Вт-ч/т-км.

Находим суточный расход
электроэнергии на движение всех поездов по фидерной зоне по формуле:

, (2)

где L
— длина фидерной зоны, км;

Рпас;Ргр — заданный вес
локомотива, пассажирского или грузового, т;

Qпас.;
Qгр —
заданный вес поезда , пассажирского или грузового, т;

N пас.;
N гр. —
заданное число пар поездов в сутки;

а пас; а гр . — удельный
расход электроэнергии на тягу, Вт-ч/т-км брутто.

Из формулы (2) следует:

А сут.= 2* 16,21 ( 200+6100)*
55*47*10-3+2*19,5*(115+1200)*15*47*10-3= 564,131*103
кВт-ч.

Определяем суточные потери энергии в проводах
фидерной зоны от движения всех поездов.

Схема питания — двухсторонняя при полном
параллельном соединении контактных подвесок путей двухпутного участка:

 , (3)

где rэк

сопротивление 1 км проводов контактной сети фидерной зоны, Ом/км;
U — среднее
расчетное напряжение в контактной сети, кВ.

При переменном токе расчетное напряжение в
контактной сети заменяется расчетным значением выпрямленного напряжения,
приведенного к стороне высшего напряжения трансформатора электровоза:

U = Ud
=
Uн*
0,9 = 25000 * 0,9 = 22500В.

Суммарное время занятия фидерной зоны всем
расчетным числом поездов за расчетный период (24 часа) с учетом графиковых
стоянок внутри фидерной зоны.

, (4)

где Nпас
, Nгр —
заданное число пар поездов в сутки;

V
пас
, Vгр —
заданные средние участковые скорости поездов.

Из формулы (4) следует:

Суммарное время потребления
электроэнергии всем расчетным числом поездов за расчетный период (за 24 ч) при
проходе фидерной зоны:

, (5)

где  — заданный коэффициент, отношение
времени хода поезда по участку питания ко времени его хода под током по этому
участку.

Из формулы (5) следует:

ч.

Следует иметь ввиду, что при расчете
∆Асут , для участков переменного тока, вместо величины А2сут
необходимо подставлять (kd * Асут)2
, где kd — условный
коэффициент, представляющий отношение действующего значения переменного тока к
выпрямленному, принимается kd =0,97.

Тогда из
выражения (3):

Определяем годовые потери энергии в
проводах фидерной зоны от движения всех поездов:

 (6)

где kД
— коэффициент, учитывающий дополнительный расход энергии на собственные нужды
подвижного состава и на маневры,


= 1,02 — при магистральном движении;

k3 —
коэффициент, учитывающий дополнительный расход энергии в зимних условиях на
увеличение сопротивления движению, k3
= 1,08.

Из формулы (6) следует:

.

Находим удельные потери за год в
проводах данной фидерной зоны:

. (7)

Из формулы (7) следует:

.

Определение минимального
экономического сечения контактной сети путей рассматриваемой фидерной зоны:

 . (8)

Из формулы (8) следует:

.

Определяем минимальное экономическое
сечение проводов контактной сети в медном эквиваленте по каждому из главных
путей:

. (9)

Из формулы (9) следует:

контактный
электрифицированный железный дорога анкерный

.

Выбор (проверка) сечения проводов контактной сети
по допустимому нагреванию.

Находим расчетную максимальную нагрузку на 1 км:

. (10)

Из формулы (10) следует:

.

2.2 Расчет среднего числа поездов

Находим среднее число поездов, одновременно
находящихся на фидерной зоне при полном использовании пропускной способности
линии:

. (11)

Из формулы (11) следует:

.

Находим коэффициент эффективности:

. (12)

Из формулы (12) следует:

.

Определяем максимальный эффективный
ток фидера:

 (13)

где С — коэффициент учитывающий схему питания, С
=2 так как питание двухстороннее.

Из формулы (13) следует:

.

.3 Выбор типа контактной подвески

По расcчитаному
сечению S1эм(мин)
= 197,08 мм2 принимаем в соответствии с таблицей 11 стандартное
сечение цепной подвески переменного тока ПБСМ — 95 + МФ — 100+А-185, Sn
=249,34 мм2.

Сопоставляем полученную величину Iэ
max
= 2046.15 А с допустимой по нагреванию нагрузкой для принятого типа подвески (
таблица 11).

Для подвески ПБСМ — 95 + МФ — 100+А-185, Sn
=249,34 мм2 , Iдоп
=
3275 А.

Так как Iэ
max
= 2046,15 А < Iдоп = 3275 А, то выбранный тип подвески проходит по нагреванию.

Проверка выбранного сечения контактной подвески
по потере напряжения.

Допускаемая наибольшая потеря напряжения в
тяговой сети переменного тока:

∆Uдоп = Uш — Uдоп,
В (14)

где Uш — напряжение, поддерживаемое
на тяговых шинах подстанций за счет стабилизирующих устройств, В;

Uш — при переменном токе принимаем
27200 В;

Uдоп- при переменном токе принимаем
21000 В;

Uдоп- допустимое минимальное
напряжения на пантографе электровоза.

∆Uдоп = Uш — Uдоп
= 27200 — 21000 = 6200 В.

Расчетная величина потери напряжения в тяговой
сети:

 (15)

где СI
= 8, СII
= 1 — при схеме двухстороннего питания;

ZITC-
сопротивление двухпутного участка.

Сопротивление тяговой сети переменного тока, при
контактной подвеске ПБСМ — 95 + МФ — 100+А-185 и Р — 65 находим по таблице 14:

ZITC
= 0,124 Ом/км, U = 22500 В.

Суммарное время занятий фидерной зоны
максимальным расчетным числом поездов N
о
за сутки:

, (16)

Из формулы (16) следует:

.

Определяем напряжение тяговой сети ∆Uтс по формуле:

.

Так как ∆Uтс=3601,6 В
< ∆Uдоп=6200В, то сечение (min) контактной подвески ПБСМ-95+МФ-100+А-185 можно считать выбранным окончательно, так как оно
проходит и по допустимой потере напряжения.

Выбор сечения питающих и
отсасывающих линий и числа проводов.

Исходя из требования, что сечение
питающих и отсасывающих линий должно выбираться по нагреву, находим:

 . (17)

Из формулы (17) следует:

.

Число проводов А-185 в отсасывающей
линии определяется по формуле:

 , (18)

где Iэ.max
п/ст .- наибольший эффективный ток подстанции, который
приближено (считая вторую фидерную зону данной подстанции аналогичной заданной)
может быть найден по формуле:

, (19)

где k — коэффициент, учитывающий сдвиг по фазе
нагрузок плеч питания; С=2, так как
питание двухстороннее.

Из формулы (19) следует:

.

Тогда число проводов А-185 в
отсасывающей линии находим из (18):

.

Округляя до целого числа, принимаем
в каждой питающей линии по 3 провода А — 185 из соображений надежности; в
отсасывающей линии 10 проводов А — 185.

3. Расчет
нагрузок на провода цепной подвески

Распределенная нагрузка несущего троса g н/т
= 0,759 даН/м.

Распределенная нагрузка контактного провода g к/п
= 0,873 даН/м.

Распределенная нагрузка струн и зажимов g стр
= 0,05 даН/м.

Полная вертикальная нагрузка на трос при
отсутствии гололеда:

g пров = g н/т + g к/п
+ g стр , (19)

где нагрузка от собственного веса
несущего троса, Н/м;

— то же, но от контактного провода, Н/м;

— то же, но от струн и зажимов,
принимаем равным один Н/м.

Вертикальная нагрузка согласно (19):

g пров = 0,759 + 0,873 + 0,05 = 1,682
даН/м.

Установим расчетную толщину стенки гололеда, вн
=5 мм, диаметр ПБСМ — 95, d
= 12,5 мм, для этого k1г
= 0,99, kIIг
=1.

Расчетная толщина стенки гололеда:

вт = k1г
* kIIг
* вн = 0,99 * 1 * 5 = 4,95 мм.

Округляем эту величину до ближайшей кратной 5,
т.е., 10 мм; для дальнейших расчетов принимаем вт = 10мм.

нагрузка на трос от веса гололеда:

g1гт
=
0,0009 П * вт (d
+ вт ) = 0,0009 * 3,14 * 10 (12,5 + 4,95) = 0,49даН/м.

нагрузка от веса гололеда на контактный провод
определим, исходя из:

вк = 0,5 * вт = 0,5 * 4,95
= 2,19 мм.

Средний расчетный диаметр контактного провода:

 (20)

где H
— высота сечения провода, мм;

А — ширина сечения провода, мм.

диаметр контактного провода согласно (20):

.

g1гк
= 0,0009 П * вк (dк/п
+ вк ) = 0,0009 * 3,14 * 5 (12,305 + 2,19) = 0,204 даН/м.

нагрузка от веса гололеда на провода цепной
подвески (гололед на струнах не учитываем):

g1г
=
g1гт
+
g1гк
=
0,49 + 0,204 = 0,697 даН/м.

Полная вертикальная нагрузка на трос при
гололеде:

g1пров
+
g1гк
=
1,682 + 0,697=2,379 даН/м.

Расчетные скоростные напоры:


= 29 м/сек; Uг
= 17,9 м/сек; Uр =

* kIв;
при kIв
= 1

Uр = 29 * 1 = 29 м/сек.

Горизонтальную нагрузку на трос при максимальном
ветре по формуле:

 (21)

Горизонтальная нагрузка на трос
согласно (21):

Горизонтальная нагрузка на трос,
покрытый гололедом:

 (22)

Горизонтальная нагрузка на трос
покрытый гололёдом согласно (22):

Горизонтальную нагрузку на
контактный провод при максимальном ветре определяем по формуле:

 (23)

где диаметр контактного провода, мм.

Согласно выражению (23):

1,25*17,9*12,305/1600=3,08 даН/м.

нагрузка при гололеде определяется
по формуле:

. (24)

Согласно выражению (24):

.

Суммарная нагрузка на трос при
максимальном ветре определяем по формуле:

. (25)

Согласно выражению (25):

.

При гололеде с ветром определяем по
формуле:

. (26)

Согласно выражению (26):

Выбор расчетного режима сравниваем с ветровыми
нагрузками на контактный провод:

РКvmax>
РКГ;

3,08> 0,417.

За расчетный режим принимаем режим max
ветра.

Определяем длину пролета при РЭ=0:

 (27)

где РК — ветровая нагрузка на
контактный провод для расчетного режима, даН/м;

В к доп =500мм(0,5м)-вынос
контактного провода от оси пути, мм;

YК —
прогиб опоры на уровне крепления контактного провода принимается 0,01м.

Определяем эквивалентную нагрузку Рэ
по формуле:

 (28)

где Т — натяжение несущего троса, принимаем
Т=1800кг;

Р т — ветровая нагрузка на н/трос для
расчетного режима, даН/м;

l — предварительно
найденный пролет, м;

h
u

высота седла h
u
=0,16 м;

q T

результирующая нагрузка на несущий трос для расчетного режима, даН/м;

Y — прогиб опоры на
уровне крепления троса YТ
=0,015м;

gк/п —
вес контактного провода, даН/м;

С — длина струны, м.

Длина струны, определяется по формуле:

 (29)

где h
— конструктивная высота подвески, м;

q — вес проводов
цепной подвески, даH/м;

То — натяжение троса при беспровесном
положении контактного провода принимается То =1600кг.

Открытое ровное место:

UН =
29 м/с, kв
= 1,15.

UР =

´

=29 ´
1,15 =33,35 м/с.

Согласно выражению (24):

.

Согласно выражению (25):

.

Согласно выражению (26):

.

Определяем длину пролета при РЭ
= 0, ¡К = 0,015
согласно (27):

.

Определяем нагрузку РЭ согласно
(28):

.

Согласно выражению (29):

.

Уточняем длину пролета Рэ
=0.651 согласно (27):

Окончательно принимаем длину пролета = 56 м.

Расчет длин пролетов на насыпи:

UН =
29 м/с, kв
= 1,25.

UР =

´

=29 ´
1,25 = 36,25 м/с.

Находим нагрузку на н/т в режиме max
ветра согласно (24):

.

Находим нагрузку на к/п в режиме max ветра
согласно (25):

Результирующая нагрузка на н/т при max ветра
согласно (26):

.

Определяем длину пролета при РЭ
= 0, К = 1000 ¡К = 0,015.

Тmax = 1800
согласно (27):

.

Определяем нагрузку РЭ согласно
(28):

Согласно выражению (29):

.

Уточняем длину пролета при РЭ
= 0,543 даН/м согласно (27):

.

окончательно принимаем длину пролета
= 44 м.

Расчет длин пролетов для выемки:

UН = 29 м/с, kв = 0,95.

UР = UН ´ kв =29 ´ 0,95 =
27,55 м/с.

Находим нагрузку на н/т в режиме max ветра
согласно (24):

.

Находим нагрузку на к/п в режиме max ветра
согласно (25):

Результирующая нагрузка на н/т при max ветра
согласно (26):

Определяем длину пролета при РЭ
= 0, ¡К = 0,01 ¡К = 0,015
согласно (27):

.

Определяем нагрузку РЭ согласно
(28):

.

Согласно выражению (29):

.

Уточняем длину пролета при РЭ
= 0,035 даН/м согласно (27):

.

окончательно принимаем длину пролета
= 59 м.

Расчет длин пролетов для кривой R1 = 800 м:

UН = 29 м/с, kв = 1,15.

UР = UН ´ kв =29 ´ 1,15 =33,35
м/с.

Находим нагрузку на н/т в режиме max ветра
согласно (24):

.

Находим нагрузку на к/п в режиме max ветра
согласно (25):

Результирующая нагрузка на несущий
трос при max ветра
согласно (26):

.

Определяем длину пролета при РЭ
= 0, ¡К = 0,015 ¡Т = 0,022
согласно (27):

.

Определяем нагрузку РЭ согласно
(28):

.

Согласно выражению (29):

.

Уточняем длину пролета при РЭ
= 0,028 даН/м согласно (27):

.

окончательно принимаем длину пролета
53 м.

Определяем длину пролета для кривой R2 = 1100 м
согласно (27):

.

Определяем нагрузку РЭ
согласно (28):

Согласно выражению (29):

.

Уточняем длину пролета при РЭ
= 0,08 даН/м согласно (27):

.

окончательно принимаем длину пролета
= 58 м.

Определяем длину пролета для кривой R3 = 550 м
согласно (27):

.

Определяем нагрузку РЭ
согласно (28):

.

Согласно выражению (29):

.

Уточняем длину пролета при РЭ
= 0,019 даН/м согласно (27):

.

окончательно принимаем длину пролета
= 48 м.

Определяем длину пролета для кривой R4 = 400 м
согласно (27):

.

Определяем нагрузку РЭ
согласно (28):

.

Согласно выражению (29):

.

Уточняем длину пролета при РЭ
= 0,007 даН/м согласно (27):

.

окончательно принимаем длину пролета
= 43 м.

Расчет длин пролетов для кривой R5 = 520 м.

Определяем длину пролета при РЭ
= 0, ¡К = 0,015 ¡Т = 0,022
согласно (27):

.

Определяем нагрузку РЭ согласно
(28):

.

Согласно выражению (29):

.

Уточняем длину пролета при РЭ
= 0,009 даН/м согласно (27):

.

окончательно длину пролета принимаем
45 м.

Расчет длин пролетов для кривой R6 = 410 м
согласно (27):

.

Определяем нагрузку РЭ согласно
(28):

.

Согласно выражению (29):

.

Уточняем длину пролета при РЭ
= 0,0007 даН/м согласно (27):

.

окончательно принимаем длину пролета
43 м.

Все полученные данные сводим в
таблицу 2.

Таблица 2 — Длины пролетов на
перегоне Торея-Огневка

место
расчета

Длина
пролета при РЭ =0

Длина
пролета с учетом РЭ

Окончательная
длина пролета

Перегон

 Открытое
ровное место

54,4 м

56,1
м

56
м

Насыпь

44,4
м

44,6 м

44
м

Выемка

58,5
м

59,1 м

59
м

Кривая
R1 = 800 м

53,66
м

53,9
м

53 м

Кривая
R2 = 1100 м

58,87 м

59,3
м

58 м

Кривая
R3 = 550 м

49,45 м

48,25 м

48 м

Кривая
R4 =
450 м

43,25

43,2

43

Кривая
R5 =520 м

45,2

47,1

45

Кривая
R6 = 410 м

39,6

43,9

43

5.
Механический расчет анкерного участка компенсированной цепной подвески

Основной целью механического расчета цепной
подвески является составление монтажных таблиц.

Расчетный эквивалентный пролет определяется по
формуле:

, (30)

где  — длина пролета, м;

 — длина анкерного участка, м;

N — число пролетов.

Эквивалентный пролет для первого анкерного
участка перегона согласно (30):

=64,5м.

Устанавливается исходный расчетный
режим, при котором возможно наибольшее натяжение несущего троса. Для этого
определяется величина критического пролета:

м, (31)

где Z
максимальное приведенное натяжение подвески, Н;

W,W
приведенные линейные нагрузки на подвеску соответственно при гололеде с ветром
и при минимальной температуре, Н/м;

 — температурный коэффициент
линейного расширения материала провода несущего троса 1/С.

Приведенные величины Z и W для режима
«X»:

Z=, (32)

W=. (33)

При отсутствии горизонтальных
нагрузок q=g и выражение
для W примет вид:

W=, (34)

При полном отсутствии дополнительных
нагрузок g=g и тогда
приведенная нагрузка будет определяться по формуле:

W=, (35)

где q, g
соответственно вертикальная и результирующая нагрузка на несущий трос в режиме
«X», Н/м; К —
натяжение контактного провода, Н; Т— натяжение несущего троса при
беспровесном положении контактного провода, Н; F
конструктивный коэффициент цепной подвески.

 , м (36)

 (37)

Величина С в выражении для
определения  означает
расстояние от оси опоры до первой струны (для подвески с рессорным тросом
обычно от 8-10м).

У компенсированной цепной подвески
контактный провод имеет возможность перемещения при изменении его длины в
пределах анкерного участка за счет наличия компенсации. Несущий трос также
можно рассматривать как свободно закрепленный провод. Потому что поворот
гирлянд подвесных изоляторов и применение поворотных консолей дают ему
аналогичную возможность.

Для свободно подвешенных проводов
исходный расчетный режим определяется сравнением эквивалентного и критического
пролетов, сравнением критической и максимальной нагрузок.

Если эквивалентный пролет меньше
критического, то максимальное натяжение несущего троса будет при минимальной
температуре, а если эквивалентный больше критического, то натяжение
максимальное будет возникать при ветре с гололедом.

Проверку правильности выбора
исходного режима осуществляется при сравнении результирующей нагрузки при
гололеде с критической нагрузкой.

Критический пролет для анкерного
участка пути перегона:

=81,06м.

Так как L=81,6 м >
L= 64,5 м, то
максимальное натяжение несущего троса будет при минимальной температуре.

Определение температуры
беспровесного положения контактного провода при скоростях движения 120 км/ч.

, (38)

где  — коррекция на отжатие контактного
провода токоприемником в середине пролета.

При одиночном контактном проводе:

=5-10 С,

t=-38 С;

t=37 С;

=1 С.

Согласно выражению (43):

=-1,5 С.

Натяжение несущего троса при
беспровесном положении контактного провода определяется при условии, когда F=0 (для
рессорных подвесок), по формуле:

, (44)

А=, (45)

. (46)

здесь величины с индексом
«1» относятся к режиму максимального натяжения несущего троса, а с
индексом «0» — к режиму беспровесного положения контактного провода.
С индексом «Н» относятся к материалу несущего троса, например Е— модуль
упругости материала несущего троса. Задаваясь несколькими значениями Т и
воспользовавшись линейной интерполяцией, определим выбранной температуре t.

Натяжение разгруженного несущего
троса:

, (47)

где

А0=. (48)

, (49)

где gн — нагрузка
от собственного веса несущего троса, Н/м.

различными
значениями ТPX, определим температуры tX. По
результатам расчетов построим монтажные кривые.

BР=. (50)

Стрелы провеса разгруженного
несущего троса при температурах tX в реальных
пролетах LI анкерного
участка:

FPX(i) = , (51)

Тр =
6500,7500…12500,

tP (Тр) = А1+, (52)

Согласно выражению (51):

FP40(Т/р)=,

FP65 (Т/р)=,

FP70(Т/р)=.

Натяжение нагруженного несущего
троса при изменении температуры:

, (53)

=3,765*109.

 , (54)

Стрелы провеса нагруженного несущего
троса:

FX(i)=, (55)X(I)=qX* , (56)X(i)=TX+ФX(i)*K,
(58)

, (59)

. (60)

Из формулы (55) следует:

 ,

 ,

.

Расчеты натяжения несущего троса при режимах с
дополнительными нагрузками производятся по формуле, где величины с индексом (x)
относятся к искомому режиму (гололеда с ветром или ветер максимальной интенсивности).
Полученные результаты наносятся на график.

 , (61)

Примем натяжение несущего троса в
режиме ветра с гололедом равным TВГ=18710 Н

tВГ= С0,
(62)

, (63)

Анкерный участок перегона.

Согласно выражению (45):

А1=-15-=83,566.

Согласно выражению (46):

B0==3,327*109.

Согласно выражению (47):

 C0.

очевидно, что принятое значение T0. Повторим
расчет увеличив T0:

T0=1,192* T0,

T0=1,192*
12524,112=14928,742 Н,

,

BР=,

BР=.

Примем ТР=12500 Н
согласно выражению(54):

,

.

При ТР=11500 Н:

.

При ТР=10500:

.

При ТР=9500 Н:

.

При ТР=8500 Н:

.

При ТР=7500 Н:

.

При ТР=6500 Н:

.

Стрелы провеса загруженного несущего
троса при температурах tX в реальных
пролетах Li анкерного
участка.

Рассчитаем три характерных пролета
(65,44,40 м) согласно выражению(55):

FPX(i)=,

Тр=9500,10500…16500,

tP(Тр)=А1+,

FP40(Т/р)=,

FP44(Т/р)=,

FP65(Т/р)=.

По результатам расчетов строятся
зависимости стрелы провеса от температуры и монтажные таблицы. Все расчёты
сводим в таблицу 3.

Таблица 3 — Зависимость стрел
провеса от температуры

Т/X

9500

10500

11500

12500

13500

14500

16500

tp(T/X)

21,01

12,912

5,066

-2,622

-10,19

-17,67

-25,09

FP40(Т/р)

0,182

0,157

0,139

0,124

0,112

0,103

0,094

FP44(Т/р)

0,22

0,19

0,168

0,15

0,136

0,124

0,114

FP65(Т/р)

0,479

0,415

0,367

0,328

0,297

0,271

0,249

Рисунок 1 — Монтажная кривая

Натяжение нагруженного несущего троса при
изменении температуры согласно выражению (54):

=3,765*109.

При ТX =11000:

;

При ТX =12000:

24,056 С0.

При ТX =13000:

13,051 С0.

При ТX =14000:

2,844 С0.

При ТX =15000:

-6,769 С0.

При ТX =16000:

-15,933 С0.

При ТX =17000:

-24,75 С0.

Стрелы провеса нагруженного несущего троса
согласно выражению (55):

.

По результатам расчетов строятся
зависимости стрелы провеса нагруженного несущего троса от температуры. Все
расчёты сводим в таблицу 4.

Таблица 4 — Зависимость стрел провеса от
температуры

tx(T’x)

36,163

24,056

13,051

2,844

-6,769

-15,93

-24,75

T’x

11000

12000

1300

14000

15000

16000

17000

Fp40(Tx)

6,884*
10-3

6,369*
10-3

5,928*
10-3

5,546*
10-3

5,212*
10-3

4,918*
10-3

4,655*
10-3

Fp44(Tx)

7,527*
10-3

6,976*
10-3

6,503*
10-3

6,094*
10-3

5,734*
10-3

5,416*
10-3

5,133*
10-3

Fp65(Tx)

0,011

0,01

9,509*
10-3

8,96*
10-3

8,474*
10-3

8,041*
10-3

7,652*
10-3

Рисунок 2 — Монтажная кривая

Расчеты натяжения несущего троса при режимах с
дополнительными нагрузками производятся по формуле, где величины с индексом (x)
относятся к искомому режиму (гололеда с ветром или ветер максимальной
интенсивности). Полученные результаты наносятся на график.

Согласно выражению(61):

=1,059*1010.

Примем натяжение несущего троса в режиме ветра с
гололедом равным TВГ=18710
Н согласно выражению (62):

tВГ=-19,732 С0.

Cогласно
выражению(63):

=3,765*109.

Примем натяжение несущего троса в
режиме ветра максимальной интенсивности равным TВ=13899 Н,
согласно выражению(64):

tВ==3,845 С0.

Стрелы провеса при режимах с
дополнительными нагрузками:

А) Режим ветра совместно с гололедом

;

;

;

.

Б) Режим ветра максимальной интенсивности

;

;

;

.

По результатам расчетов строятся
стрелы провесов реальных пролетов при дополнительных нагрузках. Все расчёты
сводим в таблицу 5.

Таблица 5 — Зависимость стрел провеса от
температуры

tx(T’x)

36,163

24,056

13,051

2,844

-6,769

-15,93

-24,75

T’x

11000

12000

13000

14000

15000

16000

17000

FB40(T’x)

3,974* 10-3

3,677*
10-3

3,422*
10-3

3,202*
10-3

3,009*
10-3

2,839*
10-3

2,688*
10-3

FB44(T’x)

4,268*
10-3

3,959*
10-3

3,694*
10-3

3,464*
10-3

3,262*
10-3

3,083*
10-3

2,924*
10-3

FB65(T’x)

6,269*
10-3

5,851*
10-3

5,49*
10-3

5,172*
10-3

4,892*
10-3

4,642*
10-3

4,418*
10-3

FBГ40(T’x)

0,013

0,012

0,011

0,011

9,958*
10-3

9,39*
10-3

8,885*
10-3

FBГ44(T’x)

0,014

0,013

0,012

0,012

0,011

0,01

9,745*
10-3

FBГ65(T’x)

0,02

0,019

0,018

0,017

0,016

0,015

0,014

Рисунок 3 — Монтажная кривая

таким же способом производим расчет для
контактного провода.

По результатам расчетов строятся стрелы провесов
реальных пролетов для контактного провода при дополнительных нагрузках. Все
расчёты сводим в таблицу 10.

Таблица 6 — Зависимость стрел провеса от
температуры

tx(T’x)

36,163

24,056

13,051

2,844

-6,769

-15,933

-24,75

T’x

11000

12000

13000

14000

15000

16000

17000

fB40(T’x)

9,888* 10-3

7,033* 10-3

4,428* 10-3

2,043* 10-3

1,504* 10-4

2,174* 10-3

4,046* 10-3

fB44(T’x)

0,014

0,01

6,377* 10-3

2,942* 10-3

2,166* 10-4

-3,13* 10-3

5,826* 10-3

fB65(T’x)

0,05

0,036

0,022

0,01

7,615* 10-4

-0,011

-0,02

fBГ40(T’x)

0,039

0,035

0,031

0,027

0,024

0,021

0,018

fBГ44(T’x)

0,056

0,05

0,044

0,039

0,035

0,03

0,026

fBГ65(T’x)

0,196

0,175

0,156

0,138

0,122

0,107

0,093

Рисунок 4 — Монтажная кривая

Стрелы провеса контактного провода и его
вертикального перемещения у опор реальных пролетов определяются соответственно
по формулам:

fx (i)=Фx
(i)*(Fx (i)-F0 (i)),
(73)

hx (i)=(1-ФX
(i))*(Fx (i)-F0 (i)),
(74)0 (i)=(g*Li/8*T0)+b0 (i)*(H0/T0).
(75)

где b0
(i)

расстояние от несущего до рессорного троса против опоры при беспровесном
положении контактного провода для реального пролета, м;

Н0 — натяжение рессорного троса,
принимают Н0=0,1*Т0.

Воспользуемся другой более простой формулой:

fВГ(ТХ,LI)=, (76)

fВ(ТХ,LI)=, (77)

, (78)

. (79)

По результатам расчетов строятся
монтажные кривые для анкерного участка главного пути перегона при разгруженном
и нагруженном несущем тросе. Все расчёты сносим в таблицу 7.

Таблица 7 — Зависимость стрел
провеса от температуры

tx(T’x)

36,16

24,056

13,051

2,844

-6,769

-15,93

-24,75

T’x

11000

12000

13000

14000

15000

16000

17000

hВ(T’X,40)0,0630,0430,0260,0128,337*10-4-0,012-0,021

 

 

 

 

 

 

 

 hВ(T’X,44)0,0710,0490,030,0139,449*10-4-0,013-0,024

 

 

 

 

 

 

 

 hВ(T’X,65)0,1150,0790,0480,0211,529*10-3-0,022-0,039

 

 

 

 

 

 

 

hВГ(T’X,40,2450,210,1810,1550,1330,1140,097

 

 

 

 

 

 

 

hВГ(T’X,40,2780,2380,2050,1760,1510,1290,11

hВГ(T’X,60,450,3860,3310,2850,2440,2090,178

рисунок 5 — Монтажная кривая

6.
Расчет и подбор типовых опор контактной сети

Определяем погонные нагрузки в даН/м на провода
контактной подвески во всех расчетных режимах.

Погонные (распределенные) на нагрузки на провода
контактной подвески создаются за счет веса проводов и веса гололеда на проводах
( вертикальные нагрузки ) и за счет действия ветра на провода подвески
(горизонтальные нагрузки).

Часть погонных нагрузок была определена ранее:

g — нагрузка от
собственного веса проводов цепной подвески;


нагрузка от веса гололеда на проводах подвески;

РТUmax
— горизонтальная нагрузка на трос от давления ветра, при максимальной его
скорости;

Рт.г — нагрузка от давления ветра на
несущий трос при гололеде с ветром.

необходимо дополнительно определить нагрузку от
давления ветра на контактные провода.

В режиме максимального ветра:

РКumax
= 1,26 даН/м ( из расчета длин пролетов, пункт 3.2).

В режиме гололеда с ветром согласно выражению
(23):

Нагрузку на несущий трос в режиме
гололеда с ветром определим согласно выражению (22):

Нагрузку на трос в режиме
максимального ветра возьмем из пункта 2,

РТUmax = 0,82
даН/м.

Все полученные погонные нагрузки
удобно свести в таблицу 8.

Таблица 8 — Погонные нагрузки

Наименование
нагрузок

Расчетный
режим

Гололед
с
ветром

максимальный
ветер

Минимальная
температура

нагрузка
от веса проводов цепной подвески gпров

1,682

1,682

1,682

нагрузка
от веса гололеда на проводах подвески gг

0,697

нагрузка
от давления ветра на н/т Рт

0,87

0,82

нагрузка
от давления ветра на к/п РК

0,78

1,26

Определяем нормативные нагрузки (усилия),
действующие на опору.

Расчет нормативных изгибающих моментов в
основании опор, по которым осуществляется подбор опор, выполняется по
нормативным нагрузкам.

Определение нормативных нагрузок, действующих на
опору, производится отдельно для трех расчетных режимов:

гололеда с ветром;

максимального ветра;

минимальной температуры.

Вертикальная нагрузка от веса контактной
подвески в даН/м.

Для режима гололеда с ветром:

Gn
= ( g
+ gг
)ℓ+ Gиз
= ( 1,682 + 0,697 ) ´ 50 + 20 =138,95
даН/м, (80)

где ℓ — длина пролета на расчетной кривой ℓ
= 50 м;

Gиз-
вес гирлянды изоляторов, Gиз
=
20 кг.

Для режимов максимального ветра и минимальной
температуры согласно выражению (80):

Gn
=
1,682 ´ 50 + 20 = 104,1 даН.

Горизонтальная нагрузка от давления ветра на
несущий трос и контактный провод.

Для режима гололеда с ветром:

Рт = Ртг ´ℓ
, (81)

Рк = Ркг ´ℓ.

где Ртг, Ркг — нагрузка
от веса гололёда, даН/м;

ℓ — длина пролета, м.

Cогласно выражению
(81):

Рт = 0,87 ´
50 = 43,5 даН/м;

Рк = 0,78 ´
50 = 39 даН/м.

Для режима максимального ветра:

РT
= РTUmax
´ℓ;
(82)

РК = РКUmax
´ℓ,

где РTUmax
,РКUmax-

нагрузка в режиме максимального ветра,даН/м.

РT = 0,82 ´
50 = 41 даН;

РК = 1,26 ´
50 = 63 даН.

В режиме минимальной температуры горизонтальные
нагрузки от давления ветра на несущей трос и контактный провод отсутствуют.

Для режима гололеда с ветром:

 (83)

где Сх — аэродинамический коэффициент
лобового сопротивления,

Сх = 0,7 для конических опор;

KU

ветровой коэффициент, KU
=
1,15;

Son
— площадь сечения опоры, Son
= 3,46 м2.

Cогласно выражению
(83):

Для режима максимального ветра:

 (84)

В режиме минимальной температуры
горизонтальная нагрузка от давления ветра на опору отсутствует.

Горизонтальная нагрузка от изменения
направления (излома) несущего троса на кривой.

Для режима гололеда с ветром:

 (85)

где нагрузка от веса гололёда, даН/м;

 — радиус кривой, м.

Cогласно выражению
(85):

Для режима максимального ветра:

 (86)

где — нагрузка в режиме максимального
ветра, даН/м;

— длина пролета, м.

Cогласно
выражению (86):

Для режима минимальной температуры:

 (87)

где — нагрузка в режиме минимальной
температуры, даН/м.

Cогласно выражению
(87):

прежде тем приступить а расчету
изгибающих моментов М0, удобно итоги расчетов нормативных нагрузок,
действующих на опору, свести в таблицу 9.

При этом величины нагрузок следует
округлить до целых чисел.

Таблица 9 — Нормативные нагрузки,
действующие на опору

Расчетные
режимы

Нормативные
нагрузки, даН

Рхиз

Gn

Gкн

Рт

Рк

Роп

Ртиз

Гололед
с ветром максимальный ветер Минимальная температура

100
100 100

138,9
104,1 104,1

70/80
внеш внут

43,5
41 —

39
63 —

65
125 —

103,1
78,1 125

Определение изгибающих моментов М0
относительно условного обреза фундамента (основания) опоры должно быть
выполнено в следующем порядке.

Расчет М0 опоры, устанавливаемой на
внешней стороне кривой.

Принятое направление ветра — к пути.

М0 = [Gn(Г+0,5
dоп)+Gкн´Zкн+(Рт
+Ртиз)hт+(Рк
+Ртиз)*hк+Ро
´hоп/
2]
10-2 (88)

где Gn
— вертикальная нагрузка от веса контактной подвески, даН/м;

dоп
диаметр опоры, м;

hк- —
конструктивная высота контактной подвески, м.

Согласно выражению (88):

М0 = [
138,9(3,3+0,5*0,44)+70´1,8 +(43,5
+103,1)*7,55+(39+103,1)*1,8 + 65´9,6/2]*
*10-2 =22,8 кН∙м.

Для режима минимальной температуры согласно
выражению (88):

М0 = [104,1*(3,3+0,5*0,44)+70*1,8+125´7,55+125´5,75+65´9,6/2]*10-2=
=24,66 кН∙м.

Расчет М0 опоры, устанавливаемой на
внутренней стороне кривой.

Для режима гололеда с ветром:

М0 =[
Gn(
Г+ 0,5 dоп
)+Gкн´Zкн+(
Рт — Ртиз )hт+(Рк
-Ртиз) hк+Роп
hоп/
2]
10-2 , (89)

где Gn
— вертикальная нагрузка от веса контактной подвески, даH/м;

dоп
диаметр опоры, м;

hк-
— конструктивная высота контактной подвески, м.

Cогласно выражению
(89):

М0 =[138,9
(3,3+0,5´0,44)+80´1,8+(43,5-103,1)
7,55+(39-103,1) 5,75+ +65´9,6/2]
10-2 =1,26 кН∙м.

Для режима максимального ветра согласно
выражению (89):

М0 =[104,1(3,3+0,5´0,44)+80´1,8+(41-78,1)
7,55+(63-78,1)* *5,75+65´9,6/2]
10-2 = (516 -1066,55+600) 10-2 =4,56 кН∙м.

Для режима минимальной температуры согласно
выражению (89):

М0 =[
104,1*(3,3+0,5´0,44)+80´1,8-125´
7,55-125´
5,75]
10-2 =-11,52 кН∙м.

В сравнении расчетных изгибающих моментов с
нормативным, выбираем опоры СС 136,6 со второй несущей способностью. Анкерные
опоры с третьей несущей способностью. Данные сносим в таблицу 10.

Таблица 10 — Cравнение
расчетных изгибающих моментов с нормативными

Маркировка
стойки

Несущая
способность стойки (номер)

Нормативный
изгибающий момент М0, кНм

Длина
стойки, м

Диаметр
стойки, мм

Толщина
стенки, мм

У
основания

В
уровне УОФ

У
вершины

СС
136,6 СС 136,6 СС136,6

1
2 3

44
(4,5) 59 (6,0) 79 (8,0)

13,6

450

432

290

60

СС
136,7

4

98
(10,0)

13,6

450

432

290

75

Заключение

В первой главе дипломного проекта произведено
описание схемы питания и секционирования участка реконструкции. На
электрифицированных железных дорогах электроподвижной состав получает
электроэнергию через контактную сеть от тяговых подстанций, расположенных на
таком расстоянии друг от друга, чтобы обеспечивать надежную защиту от токов
короткого замыкания. Применяем схему двухстороннего питания, при которой каждый
находящийся на линии локомотив получает энергию от двух тяговых подстанций.
предусмотрено питание нейтральной вставки через телеуправляемые секционные
разъединители. Определено сечение
проводов контактной сети, подвеска типа КС-160 (ПБСМ-95-МФ-100+А-185) проходит
по допустимой потере напряжения, т.к. ∆Uтс=3601,6
В < ∆Uдоп=6200В. Принимаем в питающей линии по 3 проводу А — 185 из, в отсасывающей линии 10
проводов А — 185.

Произведен расчет длин пролетов между опорами
контактной сети, для перегона по участкам: открытое ровное место, насыпь,
выемка и в кривых участках пути. Все длины пролетов сверены с требованиями
ПУТЭКС и при необходимости уменьшены до нормативных. количество опор контактной
сети увеличилось в связи с сокращением длин пролетов.

Схемы изолирующих сопряжений анкерных участков и
нейтральных вставок приняты по типовым чертежам с учетом вида электрической
тяги и рода тока. Произведен расчет
опор и поддерживающих устройств контактной сети. В сравнении расчетных
изгибающих моментов с нормативными, выбраны опоры СС-136,6 с максимальным
изгибающим моментом 59 кН*м для промежуточных опор, и 79 кН*м для анкерных
опор.

В плане экономики, на строительство контактной
сети необходимо затратить 45470259,48 рублей на 30,4 км, со сроком окупаемости
около 5 лет.

Список литературы

. Задание на дипломное проектирование
методические указания к его выполнению для учащихся специальности »
Энергоснабжение и энергетическое хозяйство ЖДТ». М., 1974г.-87c.

. Горшков Ю.И. Контактная сеть.- М.:
Транспорт, 1981.-267c.

. Алексеева А.И., Купоров А.И.
Экономика, организация и планирование хозяйства электроснабжения и
железнодорожного транспорта.- М.: Транспорт, 1987.-195с.

. Правила устройства и технической
эксплуатации контактной сети электрифицированных железных
дорог(ЦЭ-868).-М.:Трансиздат, 2002.-184с.

. Фрайфельд А.В., Брод Г.Н.
Проектирование контактной сети.- М.:Транспорт, 1991.-335с.

. Марквардт К.Г., Власов И.И.
Контактная сеть.-М.:Транспорт, 1977.-271с.

. Справочник по электроснабжению
железных дорог. Том 2./Под редакцией К.Г.Марквардта.-М.:Транспорт, 1981.-392с.

. Контактная сеть и воздушные линии.
Иллюстрированное пособие по техническому обслуживанию и ремонту контактной сети
и воздушных линий. Департамент электрификации и электроснабжения ОАО
«российские железные дороги».-М.: Трансиздат, 2006.-296с.

. Нормы проектирования
модернизации(обновления) контактной сети. Департамент электрификации и
электроснабжения Министерства путей сообщения российской Федерации.-М.:
Трансиздат, 2002.-48с.

. Копытов Ю.В., Беккер Н.В.
«ПТЭ и ПТБ при эксплуатации электроустановок потребителей». М-
1986г.-230с.

. Зимакова А.Н. «Контактная
сеть» программа, контрольные задания 1.2.М- 1994г.

. инструкция по безопасности для
электромонтеров контактной сети.-М.:Транспорт, 2000.-180с.

. Инструктивные указания по
регулировке к/сети.-М.: Транспорт, 1998.-156с.

. Единые отраслевые нормативы
численности работников хозяйства электроснабжения.

. Типовые нормы времени на
техническое обслуживание и текущий ремонт к/сети электрифицированных железных
дорог.

. Долгинов А.И. «Техника
высоких напряжений в энергетике». -М.: Энергия, 1968г.

. Кузнецов К.Б., Мишарин А.С.
«Электробезопасность в электроустановках железнодорожного транспорта:
Учебное пособие для вузов Ж.Д. транспорта «. -М.: Маршрут, 2005г.-456с.

. безопасность труда, санитария и
гигиена. Терминология: справочное пособие.-М.: Издательство стандартов,
1990г.-115с.

. Инструкция по применению и
испытанию средств защиты, используемых в электроустановках.- М.:2003г. — 108с.

Учебная работа. Проект реконструкции контактной сети