Проектирование подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В дипломном проекте, проектирования подстанции 110/10/6 кВ представляют собой электроустановки, предназначенные для преобразования напряжения сетей в целях экономичного распределения энергии в ближайшем районе или дальнейшей ее передачи. Они состоят из следующих частей: одного или нескольких трансформаторов (автотрансформаторов), РУ (распределительное устройство) высшего напряжения, РУ пониженных напряжений (среднего и низшего), вспомогательных устройств. На подстанциях могут быть установлены синхронные компенсаторы, статические конденсаторы и шунтирующие реакторы. Проектирование подстанций 110/10/6 затруднительна, поскольку в основу ее могут быть положены различные признаки, а именно: 1) номинальное напряжение сети высшего напряжения, определяющее в известной мере мощность, занимаемую площадь и стоимость подстанции; 2) число ступеней пониженного напряжения; 3) число трансформаторов (автотрансформаторов) и их единичные мощности; 4) положение подстанции в сети высшего напряжения, определяющее схему РУ этого напряжения; 5) категория потребителей и многие другие.

Выбор между трансформаторами и автотрансформаторами для подстанций решается однозначно в зависимости от принятой системы рабочего заземления связываемых сетей. Эффективно-заземленные сети 110 кВ и выше связывают с помощью автотрансформаторов; исключение из этого правила делается только в случаях необходимости ограничения тока однофазного к.з. К обмоткам низшего напряжения автотрансформаторов могут быть присоединены незаземленные и компенсированные сети. Связь эффективно-заземленной сети с незаземленной или компенсированной сетью (35 кВ и ниже), а также связь двух незаземленных, компенсированных сетей может быть осуществлена только с помощью трансформаторов, обмотки которых электрически не соединены. На подстанциях с высшим напряжением до 500 кВ включительно, как правило, устанавливают трехфазные трансформаторы (автотрансформаторы). Исключение может быть сделано только для подстанций очень большой мощности или при наличии ограничений по условиям транспорта. В этих случаях применяют группы из двух спаренных трехфазных трансформаторов меньшей мощности или группы из однофазных трансформаторов. При одной группе однофазных трансформаторов предусматривают резервную фазу, которая может быть присоединена взамен поврежденного трансформатора при помощи перемычек при снятом напряжении. При двух группах однофазных трансформаторов вопрос о целесообразности установки резервной фазы решается в зависимости от наличия резервных связей по сети среднего напряжения. Замена поврежденного трансформатора резервным осуществляется путем перекатки последнего с одного фундамента на другой. Схемы распределительных устройств высшего напряжения определяются положением подстанции в сети, напряжением сети, числом присоединений. Различают следующие типы подстанций по признаку их положения в сети высшего напряжения: подстанции узловые, проходные, присоединенные на ответвлениях и концевые. Как известно, узлом называют точку сети, в которой сходятся не менее трех линий. Предполагается при этом, что каждая линия связывает узел с источником энергии. Однако встречаются подстанции с двумя питающими линиями, к сборным шинам которых присоединено еще несколько линий, питающих. На подстанции устанавливает, как правило, не более двух трансформаторов (автотрансформаторов). На таких подстанциях при отсутствии резервных связей по сетям среднего и низшего напряжений мощность каждого трансформатора выбирают равной 0,65-0,7 суммарной максимальной нагрузки подстанции на расчетный период.

В случае повреждения одного трансформатора второй трансформатор должен обеспечить с допустимой перегрузкой нормальное электроснабжение потребителей, Здесь речь идет об аварийной перегрузке, ограниченной Лишь максимальной температурой обмотки 140°С и масла 115° С.

Исходные данные к дипломному проекту

Подстанция проходная 110/10

Наибольшая нагрузка P_max=30 МВт

Число линий НН=10

Мощность КЗ на шине А составляет 2000 МВА: Б составляет 3000 МВА

Установленная мощность нагрузки от P_max,%

РП1=35%, РП2=30%, РП3=35%

Длина участка L=20км.

Преимущественные нагрузки

1. Стекольный завод

2. Текстильная фабрика

3. Станкостроительный завод

Категория потребителей, %

РП1: 1-я-40%, 2-я-0% , 3-я-50%

РП2: 1-я-15%, 2-я-45%, 3-я-30%

РП3: 1-я-35%, 2-я-55%, 3-я-20%

Мощность резервного питания потребителей 1-категории 1,2 МВт

Географический район расположения - Баткенская область

Коэффициент мощности cosц = 0.86

1. Суточный график нагрузок подстанции

Электрическая нагрузка отдельных потребитель и следовательно, и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электростанции в энергосистеме, непрерывно меняется. Принято отражать этот факт графиком нагрузки. Диаграммой измерения Мощности электроустановки во времени.

По виду фиксируемого параметра различают графики активной (P), реактивной (Q), полной (S) мощности.

Графики отражают изменения нагрузки за определенный промежуток времени. По этому признаку их подразделяет на суточные, сезонные, годовые и т.д.

Графики нагрузи используют для работы электроустановок, для проектирование системы электроснабжения, для составления прогнозов электроснабжения, планирования ремонтов оборудования, а та же в процессе эксплуатации для ведения нормального режима работы.

Суточные нагрузки стекольного завода.

Суточные нагрузки текстильного фабрика.

Суточные нагрузки станкостроительного завода.

Преимущественные нагрузки

t	P1	Q1	S1	P2	Q2	S2	P3	Q3	S3	? P	? Q	? S
0-1	0.98	0.92	1.3	0.73	0.80	1.08	0.47	0.63	0.8	2.27	2.35	3.18
1-2	0.9	0.92	1.2	0.6	0.8	1	0.47	0.63	0.8	1.97	2.35	3.09
2-3	0.9	0.92	1.29	0.45	0.7	0.83	0.47	0.63	0.8	1.82	2.25	2.92
3-4	0.9	0.96	1.32	0.42	0.7	0.82	0.47	0.65	0.8	1.76	2.31	2.94
4-5	0.96	0.96	1.4	0.4	0.62	0.74	0.47	0.65	0.8	1.83	2.23	2.94
5-6	0.96	0.96	1.4	0.46	0.7	0.84	0.47	0.65	0.8	1.89	2.34	3.04
6-7	0.96	0.96	1.4	0.42	0.68	0.8	0.8	0.88	1.14	2.18	2.52	3.39
7-8	0.96	0.96	1.4	0.8	0.89	1.2	0.82	0.94	1.25	2.58	2.67	3.85
8-9	1	1	1.41	0.89	0.94	1.3	0.9	1	1.35	2.79	2.94	4.06
9-10	1	1	1.41	0.96	0.96	1.4	1	1	1.41	2.96	2.96	4.22
10-11	0.94	0.98	1.36	0.82	0.89	1.21	0.89	0.94	1.3	2.65	2.81	3.87
11-12	0.94	0.97	1.35	0.78	0.85	1.15	0.8	0.94	1.23	2.22	2.76	3.73
12-13	0.94	0.97	1.35	0.8	0.89	1.2	0.8	0.9	1.2	2.54	2.76	3.75
13-14	0.94	0.97	1.35	0.89	0.92	1.28	0.89	0.94	1.3	2.72	2.83	3.93
14-15	0.97	1	1.4	0.95	0.92	1.33	1	0.94	1.37	2.92	2.87	4.1
15-16	1	1	1.41	0.8	0.8	1.13	1	1	1.41	2.8	2.8	3.95
16-17	1	1	1.42	0.62	0.88	0.89	0.899	0.94	1.3	2.51	2.56	3.6
17-18	0.94	0.97	1.35	0.78	0.82	1.13	0.73	0.83	1.1	2.45	2.62	3.56
18-19	0.9	0.97	1.32	0.76	0.86	1.18	0.73	0.83	1.1	2.39	2.66	3.6
19-20	0.9	0.92	1.29	0.76	0.86	1.18	0.76	0.87	1.14	2.42	2.65	3.61
20-21	0.9	0.92	1.29	0.62	0.82	1.03	0.76	0.87	1.14	2.28	2.61	3.46
21-22	0.9	0.92	1.29	0.76	0.86	1.18	0.76	0.82	1.04	2.42	2.6	3.51
22-23	0.92	0.97	1.34	0.82	0.9	1.19	0.69	0.82	1.07	2.43	2.69	3.6
23-24	0.92	0.97	1.34	0.71	0.86	1.12	0.69	0.82	1.07	2.33	2.65	3.53

Мощность трансформаторов выбирается из двух условий:

(1.1)

(1.2)

Принимаем три варианта:

I вариантТДНC-16000/110

Рхх=17 кВт; Iх=0,7% S_ном=16 МВт

Ркз=85 кВт U_к%=10,5 цена: 49 тыс.cом.

I I вариантТДНС-10000/110

Рхх=12 кВт; Iх=0,75% S_ном=10 МВт

Ркз=60 кВт U_к%=10,5 цена: 43 тыс.сом.

I I I вариантТРДНС-25000/110

Рхх=25 кВт; Iх=0,75% S_ном=25 МВт

Ркз=115 кВт U_к%=10,5 цена: 62 тыс.сом.

2. Проверка трансформатора на систематическую перегрузку

Вариант 1

Капитальные затраты на трансформатор:

· Стоимость одного трансформатора:

К=

· Отчисление на амортизацию и обслуживания:

где нормы на амортизационных отчислений.

· Годовые потери в стали трансформатора Эхх:

Эхх (2.1.6)

· Годовые потери в меди трансформатора:

· Стоимость потерь энергии:

Uпот=Со (Эхх+Эм)=1,5+(140,16+1,87)=213,045сом

· Сумма всех издержек:

· Потери от недоотпуска электроэнергии:

Э= (?Si - Sдоп) • t ) ? =(85.43 - 22.4) • 1 ) ? 0.86=54.2

· Ущерб от недоотпуска электроэнегии:

· Расчет общих затрат:

Расчет затрат на один трансформатор:

З=К • Ен+U+У=1068,2•0,015+214,049+45,53=275,608 тыс. сом

Вариант 2

Капитальные затраты на трансформатор:

· Стоимость одного трансформатора:

К=

· Отчисление на амортизацию и обслуживания:

где нормы на амортизационных отчисений.

· Годовые потери в стали трансформатора:

Эхх

· Годовые потери в меди трансформатора:

Эм=

· Стоимость потерь энергии:

Uпот=Со (Эхх+Эм)=1,5+(87,6+0,22)=131,73сом

· Сумма всех издержек:

· Потери от недоотпуска электроэнергии:

Э= (?Si - Sдоп) • t ) ? =(85.43 - 14) • 1 ) ? 0.86=73,39

· Ущерб от недоотпуска электроэнегии:

· Расчет общих затрат:

Расчет затрат на один трансформатор:

З=К • Ен+U+У=937,4•0,015+219,85+61,7= 295,61 тыс. сом

· Стоимость одного трансформатора:

К=

· Отчисление на амортизацию и обслуживания:

где нормы на амортизационных отчислений.

· Годовые потери в стали трансформатора Эхх:

Эхх

· Годовые потери в меди трансформатора:

Эм=

· Стоимость потерь энергии:

Uпот=Со (Эхх+Эм)=1,5+(219+0,09)=328,6 сом

· Сумма всех издержек:

· Потери от недоотпуска электроэнергии:

Э= (?Si - Sдоп) • t ) ? =(85.43 - 35) • 1 ) ? 0.86=43,37

· Ущерб от недоотпуска электроэнегии:

· Расчет общих затрат:

З=К • Ен+U+У=1351,6•0,015+455,7+36,46= 512,434 тыс. сом

На основе полученных расчетов, выбираем наиболее экономичный вариант 1 с двумя трансформаторами ТДНC-16000/110.

Схема электрических соединений подстанции

3. Расчет собственных нужд подстанции

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

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

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

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

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

Мощность трансформаторов собственных нужд с учётом коэффициента загрузки и одновременности

Вид потребит.	Установленная мощность			Нагрузка
	кВт кол-во	Всего кВт			кВт	кВар
Охлаждение ТМН-6,3	0,5	0,5			0,5	0,31
Подогрев прибор С-35	2,8Х5	19,5	0,9	0,48	19,5	-
Подогрев КРУН -10	1Х6	6			6	-
Освещение ОРУ	-	7			80	-
Вентиляция ЗРУ	-	7			7	-
Отопление и освещение ОРУ	-	80			7	-

(3.1)

коэффициент спроса

(3.2)

(3.3)

Выбираем трансформатор типа:ТМ-100/10.

При отключении одного трансформатора будет загружен на это допустимо.

Схема с оперативным переменным током

4. Расчет токов КЗ

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

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

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

При трехфазном КЗ все фазы электрической сети оказываются в одинаковых условиях, поэтому его называют симметричным. Учет апериодической составляющей производят приближенно, допуская при этом, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе. Расчёт проводится для ожидаемого уровня нагрузок в расчетный период. Расчёт проводится для выбора и проверки уставок релейной защиты и автоматики и проверки параметров оборудования.

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

1. Линейность всех элементов схемы;

2. Приближенный учёт нагрузок;

3.Симметричность всех элементов за исключением мест короткого замыкания;

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

5. Токи намагничивания трансформаторов не учитываются;

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

Используем метод приближенного приведения в относительных единицах

Электрическая схема замещения

Находим сопротивления системы:

(4.1)

Сопротивление линии:

(4.2)

Сопротивление трансформаторов:

( 4.3)

Короткое замыкание в точке К-1.

Короткое замыкание в точке К-1

(4.4)

Базисный ток:

(4.5)

Периодическая составляющая тока к.з.

(4.6)

Ударный ток:

(4.7)

где- ударный коэффициент, равный 1,608 так как мощность выбранного трансформатора меньше 25 кВт.

Короткое замыкание в точке К-2.

Секционный выключатель отключен.

(4.8)

(4.9)

(4.10)

(4.11)

Короткое замыкание в точке К-2

Секционный выключатель включен.

(4.12)

(4.13)

(4.14)

Расчеты токов короткого замыкания

	КЗ в точке К1	К-2 С.В.откл.	К-2 С.В.вкл.
Iпо	6,69	1,69	0,856
iуд	18,63	4,71	2,384

5. Выбор защитной и коммутационной аппаратуры

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

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

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

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

Выбор выключателей и разъединителей.

Выключатели выбираются по следующим условиям.

· по напряжению:

· по току:

· по отключающей способности:

· по способности отключения симметричного тока

· по включающей способности:

· на динамическую стойкость:

· на термическую стойкость: Вк?Iт2tтер

Разъединители выбираются по:

· напряжению:

· току:

· на динамическую стойкость:

· на термическую стойкость: Вк?Iт2tтер

Выбор выключателей и разъединителей на 110 кВ.

Расчетные токи продолжительного режима определяем по:

(5.1)

Выбираем выключатель типа ВВБК-110Б-50

Выбор аппаратуры на стороне 110 Кв

Расчетные и каталожные данные выключателей и разъединителей на 110 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	ВВБК-110Б-50	РНД-110/1000У1
		- - -

Тепловой импульс:

(5.2)

(5.3)

где: В% - относительно номинальное значение содержания апериодической оставляющей тока к.з. в отключаемом токе к.з.

Выбранный выключатель и разъединитель удовлетворяют предъявляемые требования.

Выбор выключателей и разъединителей на 10 кВ.

(5.4)

Выбираем выключатель типа ВМП-10-20/630У3

Выбор аппаратуры на стороне 10 кВ

Расчетные и каталожные данные выключателей и разъединителей на 10 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	ВМП-10-20/630У3	РНД-10/1000У1
		- - -

Тепловой импульс:

(5.5)

(5.6)

Выбранный выключатель и разъединитель удовлетворяют предъявляемые требования.

Выбор выключателей и разъединителей на 6 кВ.

(5.7)

Выбираем выключатель типа ВЭМ - 6 - 20

Выбор аппаратуры на стороне 6 кВ

Расчетные и каталожные данные выключателей и разъединителей на 6 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	ВЭМ - 6 - 20	РНД-110/1000У1
		- - -

Тепловой импульс:

(5.5)

(5.6)

Выбранный выключатель и разъединитель удовлетворяют предъявляемые требования.

Выбор измерительных трансформаторов

Трансформатор тока выбирают по:

· напряжению установки:

· току:

· на динамическую стойкость:

· на термическую стойкость: Вк?Iт2tтер

· на вторичную нагрузку: где:

- номинальная нагрузка в выбранном классе точности.

Т.Н. выбирают по

· напряжению установки:

· по вторичной нагрузке:

- номинальная мощность в выбранном классе точности.

- мощность всех приборов присоединенных к т.н.

Выбор трансформаторов тока

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

Выбор трансформаторов осуществляется:

· по напряжению установки Uцеп ? Uном ;

· по току Ip max ? I1 ном ;

· по конструкции и классу точности ;

· по электродинамической стойкости iуд ? iдин ;

· по термической стойкости Bk ? IT2tT ;

· по вторичной нагрузке Z2 ? Z2ном, где Z2 - сопротивление вторичной нагрузки трансформатора тока;

Z2 ? r2. Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов

r2 = rприб + rпр + rk

Сопротивление приборов определяется по выражению:

rприб = Sприб/I22,

где Sприб - мощность, потребляемая приборами;

I2 - вторичный номинальный ток приборов.

Сопротивление контактов принимаем равным 0,1 Ом.

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

rприб + rпр + rк ? z2ном ,

откуда:

rпр = z2ном - rприб - rк ,

Зная rпр, можно определить сечение соединительных проводов:

где - удельное сопротивление материала провода.

Применяем провода с медными жилами = 0,0283 Ом/м.

- расчётная длина соединительных проводов.

Выбор трансформаторов тока в цепи линий 110 кВ.

)

Выбираем трансформатор тока типа: ТФМЗ-35АУ1

Расчетные и каталожные данные трансформатора тока на 110 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	tном = 4

Данные о вторичной нагрузке

Приборы	Тип	Нагрузка по фазам
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0.5	0,5	-
Сч.акт. энергии	И-670	2,5	-	2,5
Сч.реакт. энергии	И-689	2,5	-	2,5
Итого		5.5	0.5	5

Выбираем кабель марки АКРВГ сечением 4 мм2.

Выбор трансформаторов тока в цепи ввода10 кВ.

Выбираем трансформатор тока типа: ТЛК-10У4

Расчетные и каталожные данные трансформатора тока на в цепи ввода 10 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные

Данные о вторичной нагрузке

Приборы	Тип	Нагрузка по фазам
		А	В	С
Амперметр	Э-335	-	0,5	-
Сч.акт. энергии	И-680	2,5	2,5	2,5
Сч.реакт. энергии	И-676	2,5	-	2,5
Итого		5	3	5

Выбираем кабель марки АКРВГ сечением 2,5 мм2.

Выбор трансформаторов тока в цепи линий 10 кВ.

Выбираем трансформатор тока типа: ТПЛК-10У3

Расчетные и каталожные данные трансформатора тока на 10 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные

Данные о вторичной нагрузке

Приборы	Тип	Нагрузка по фазам
		А	В	С
Амперметр	Э-335	-	0,5	-
Сч.акт. энергии	И-680	2,5	2,5	2,5
Сч.реакт. энергии	И-676	2,5	-	2,5
Итого		5	3	5

Выбираем кабель марки АКРВГ сечением 2,5 мм2.

Выбор трансформаторов тока в цепи линий 6 кВ.

Выбираем трансформатор тока типа: ТВЛМ6-У3

Расчетные и каталожные данные трансформатора тока на 6 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные

Данные о вторичной нагрузке

Приборы	Тип	Нагрузка по фазам
		А	В	С
Амперметр	Э-335	-	0,5	-
Сч.акт. энергии	И-680	2,5	2,5	2,5
Сч.реакт. энергии	И-676	2,5	-	2,5
Итого		5	3	5

Выбираем кабель марки АКРВГ сечением 2,5 мм2.

Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбирают:

· по напряжению действующей электроустановки Uуст?Uном;

· по классу точности;

· по вторичной нагрузке S2?Sном, где Sном - номинальная мощность в выбранном классе точности. При этом следует иметь в виду, что для однофазных трансформаторов напряжения, соединенных в звезду, следует взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме открытого треугольника - удвоенную мощность одного трансформатора.

S2 - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения.

Если вторичная нагрузка S2 превышает номинальную мощность Sном, то устанавливают второй трансформатор напряжения и часть приборов подключают к нему.

Выбор трансформаторов напряжения в цепи 110 кВ.

Выбираем трансформатор напряжения типа: ЗНОМ-110-65У1

Номинальная мощность в классе точности: 0.5 S_ном = 150 ВА

Данные о вторичном нагрузке

Приборы	Тип	S одной катушки	Число катушек	Число приборов			Общая мощность
							Р	Q
Вольтметр	Э-335	2	1	1	1	0	2	-
Варметр	Д-335	1,5	2	1	1	0	6	-
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	1	0	6	-
Сч.акт. энергии	И-681	2	2	1	0,38	0,925	8	19,4
Сч.реакт. энергии	И-676	3	2	1	0,38	0,925	12	20,15
Итого							34	39,6

Выбор трансформаторов напряжения в цепи 10 кВ.

Выбираем трансформатор напряжения типа: НОМ-10-66У в классе точности 0,5 S_н = 75В А

Данные о вторичном нагрузке

Приборы	Тип	S одной катушки	Число катушек	Число приборов			Общая мощность
							Р	Q
Вольтметр	Э-335	2	1	1	1	0	2	-
Варметр	Д-335	1,5	2	2	1	0	6	-
Вольтметр	Д-335	1,5	2	2	1	0	6	-
Сч.акт. энергии	И-681	2	2	1	0,38	0,925	4	9,68
Сч.реакт. энергии	И-689	2	2	1	0,38	0,925	6	14,52
Итого							20	24,2

Выбранные трансформатор напряжения удовлетворяет требования.

Выбор трансформаторов напряжения в цепи 6 кВ.

Выбираем трансформатор напряжения типа: НОМ-10-66У2 в классе точности 0,5 S_н = 75В А

Данные о вторичном нагрузке

Приборы	Тип	S одной катушки	Число катушек	Число приборов			Общая мощность
							Р	Q
Вольтметр	Э-335	2	1	1	1	0	2	-
Варметр	Д-335	1,5	2	2	1	0	6	-
Вольтметр	Д-335	1,5	2	2	1	0	6	-
Сч.акт. энергии	И-681	2	2	1	0,38	0,925	4	9,68
Сч.реакт. энергии	И-689	2	2	1	0,38	0,925	6	14,52
Итого							20	24,2

Выбранные трансформатор напряжения удовлетворяет требования.

Выбор шин

Выбираем шины по следующим условиям.

1. по току: где: коэффициент аварийной перегрузки.

- поправочный коэффициент на температуру окружающей

2. на термическую стойкость: где: - минимальное сечение.

с=91 для алюминиевых шин.

3. на динамическую стойкость: где: напряжение на материале шин.

где:-длина пролета, м.

- коэффициент динамической стойкости.

= 12

- расстояние между фазами, м.

- момент сопротивления, м.

Чтобы определить надо рассчитать первую частоту колебаний. Если то , если то находим по графику.

где:- параметр первой частоты собственных шин равный 4,73

модуль упругости

- момент инерции.

m - масса шины.

Выбор проводников на подстанцию

Выбираем шину прямоугольного сечения;

минимальная сечения;

3,26 < 45мм²

Выбранная шина термически стойка.

Проверяем на динамическую стойкость;

Выбранная шина динамически стойка.

Выбор шин на 10 кВ.

Выбираем алюминиевую шину прямоугольного сечения;

Проверяем на термическую стойкость;

33,7<75мм²

Проверяем на динамическую стойкость.

Выбранная шина термически и динамически стойка.

Выбор шин на 6 кВ.

Выбираем алюминиевую шину прямоугольного сечения;

Проверяем на термическую стойкость;

3.36<45мм²

Проверяем на динамическую стойкость.

Выбранная шина термически и динамически стойка.

Выбор кабелей.

Кабели выбираем по:

1. Экономической плотности тока:

2. По току: где:

-поправочный коэффициент на количество работающих кабелей.

3. на термическую стойкость:

;

Выбор кабелей на 10 кВ.

Выбираем 2 кабеля с алюминиевыми жилами прокладываемые в земле с напряжением 10 кВ.

(5.3.32)

;

Выбор кабелей на 6 кВ.

Выбираем 2 кабеля с алюминиевыми жилами прокладываемые в земле с напряжением 10 кВ.

;

Развития экономики неразрывно связано с электрификацией всех отраслей народного хозяйство. Огромное количество электроэнергии, вырабатываемой генераторами различных типов электростанции, передается потребителям, которыми является промышленность, сельское хозяйство, строительство, транспорт и коммунальное хозяйство городов.

Передача электроэнергии от источников к потребителям производится энергетическими системами, объединяющими несколько электростанции. Энергосистемы продолжают оставаться основным источником электроснабжения потребителей электроэнергии в том числе наиболее энергоемких, каковыми является промышленные предприятия.

Реализация требований надежности, качества, экономичности обеспечивает снижении затрат при сооружении и эксплуатации всех элементов системы электроснабжения, выполнение с высокими технико-экономическими показателями планов электрификации всех отраслей народного хозяйство, надежное и качественное электроснабжение промышленных предприятии. В результате увеличивается электровооруженность труда, а это в свою очередь обеспечивает рост производительности труду и степень его механизации.

Электрической подстанции необходимо для обеспечения нормального питания потребителей подстанции, повышения надежности электроснабжения, экономичности передачи электроэнергии потребителям, обеспечения резервирования и зашиты элементов электрической сети.

В основу проектирования ОРУ 110 кВ заложены следующие принципы:

· Обеспечение возможности подключения ВЛ 110 на любом из этапов проектировании;

· Сохранения связи между ОРУ 110 и КРУН 10 кВ;

· Минимальное количество переключений коммутационного оборудования;

· Минимальное количество и протяженности временных перемычек и участок линий.

· При эксплуатации объекта возможны следующие опасные факторы:

· Поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям;

· Поражения электрическим током при прикосновении к токоведущим частям нормально не находящийся под напряжениям;

· Влияние электромагнитного поля на организм;

· Поражение обслуживающего персонала, находящегося в зоне растекания электрического потенциала при замыкании на землю;

· Возможность падения персонала с высоты;

· Возможность поражения персонала при проведении коммутационных операций;

· др. факторы.

Для предотвращения влияния опасных факторов на персонал, необходимо предусматривать следующие мероприятия:

· Персонал должен действовать согласно ПТБ при роботе в электроустановках; должна проводится ежегодная проверка знаний, инструктаж по технике безопасности;

· При невозможности ограничения времени пребывания персонала под воздействием электрического поля необходимо применить экранирования рабочих мест: экраны над переходами, экранирующие козырьки и навесы над шкафами управления, вертикальные экраны между выключателями на ОРУ 110 кВ, съемках экраны при ремонтных работах.

· Установках заземляющего контура, заземление и зануление оборудования;

· Соблюдение расстояний до токоведущих частей;

· Применение надлежащей изоляции, а в отдельных случаях повышенной;

· Надежного и быстродействующего автоматического отключения частей электрооборудования, случайно оказавшихся под напряжением, и поврежденных участков сети, в том числе защитного отключения;

· Выравнивания потенциалов;

· Применения раздельных трансформаторов;

· Применение напряжений 42 В и ниже переменного тока частотой 50 ГЦ

· И 110 В и ниже постоянного тока;

· Применение предупреждавшего сигнализации, надписей и плакатов;

· Пожаро и взрывобезопасность электроустановок, содержащих маслонаполненные аппараты и кабели, а также электрооборудования, покрыто и пропитанными маслами, лаками, битумами и т.п., должна обеспечивается в соответствии с требованиями ПУЭ, при сдаче в эксплуатацию указанные электроустановки должны быть снабжены противопожарные средствами и инвентарем в соответствии с действующими положениями

· Выполнение организационно - технических мероприятий для безопасного проведения работ.

Современные системы электроснабжения промышленных предприятий включают помимо воздушных и кабельных линий трансформаторные и в ряде случаев преобразовательные подстанции. Подстанция - это электроустановка, состоящая из трансформаторов или других преобразователей энергии, распределительных устройств (РУ), устройств управления и вспомогательных сооружений. Подстанции промышленных предприятий могут быть пристроенными к основному зданию, встроенными, а также внутрицеховыми. Широкое применение имеют трансформаторные подстанции (КТП), поставляемые собранном или полностью подготовленным для сборки виде. Комплектным (КРУ) называется РУ, состоящее из полностью или частично закрытых шкафов или блоков с встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, поставляемыми в собранном или полностью подготовленном для сборки виде.

Таким образом, монтаж современной подстанции сводится в основном к установке в подготовленном помещении (или на площадке в случае открытого РУ) отдельных шкафов или блоков, соединении их аппаратов между собой и с КЛ или ВЛ. Электромонтажники выполняют при этом слесарно-сборочные и такелажные работы: выполнение электромонтажных заготовок в мастерских, выполнение электрических соединении первичных и вторичных цепей, включение приборов и автоматики, наладку смонтированного оборудования. При электромонтаже и ремонте оборудования подстанции следует применять меры защиты от механических травм (ушибов, ранений), ожогов, от поражения электрическим током. Персонал электромонтажной организации независимо от наличия квалификационной группы по технике безопасности не приравнивается к эксплуатационному персоналу, и ему запрещается производить какие-либо работы по эксплуатации электроустановок на строительных площадках.

Для крепления отдельных деталей электрооборудования к стенам и конструкциям помещения РУ с помощью дюбелей применяют пороховые инструменты - строительно-монтажный пистолет поршневого типа ПЦ-52-1 и пороховые оправки типа ОДП-4М. Меры безопасности при использовании пороховых инструментов предусмотрены по их эксплуатации. Подъем деталей оборудования или конструкций массой более 20 кг следует выполнять двоим электромонтажникам. При массе груза более 50 кг поднимать его следует с применением блоков или лебедки.

Опасным в отношении возможности травмирования являются, связанные с подъемом на высоту и креплением тяжелых деталей электрооборудования РУ (разъединителей, трансформаторов тока, опорных и проходных изоляторов и др.). При перемещении и подъеме на места установки разъединителей, отделителей и короткозамыкателей их необходимо устанавливать в положение «включено», так как при таком положении ножей исключается возможность травмирования рабочих ножевыми контактами рубящего типа.

Все автоматические выключатели, электромагнитные приводы и другие аппараты, снабженные возвратными пружинами или механизмами свободного расцепления, следует перемещать с места на место, когда они находятся в положении «отключено». Дело в том, что при включенном положении этих аппаратов возможно случайное срабатывание на отключение и внезапное движение механизма может травмировать рабочего, производящего перемещение аппарата.

В процессе регулировки выключателей и разъединителей с автоматическими приводами должны быть приняты меры против непредусмотренного включения или отключения приводов другим лицом или самопроизвольно. В этом случае возможны ушибы выполняющего работу электромонтажника. Для предотвращения такого случайного включения плавкие вставки в цепях управления электромагнитным (электродвигательным) приводом снимаются. Если же в процессе регулировки потребуется включить оперативный ток, то постановка вставок предохранителей допускается только после удаления всех людей от привода выключателя.

Меры безопасности при монтаже силовых масляных трансформаторов в основном сводятся к безопасным приемам перемещения трансформатора и установке его на фундаменте. На время монтажа подготовленная бетонированная яма под трансформатором (для спуска масла в случае аварии и пожара) должна быть закрыта настилом из прочных досок. Разгрузку трансформатора с железнодорожной платформы или из кузова автомашины обычно производят автокраном. Допускается спуск трансформатора по наклонной плоскости (по брусьям) под углом не более 10 градусов. Трансформатор со стороны, противоположной направлению спуска, поддерживают оттяжками при помощи лебедки.

В процессе подъема сердечника трансформатора из бака или при опускании его в бак никто из людей не должен находиться вблизи трансформатора. Всякие работы на сердечнике или на баке допускаются только после полного удаления сердечника из бака и установки его на прочном основании. При необходимости работы в баке под поднятой крышкой силового трансформатора под крышку следует установить належные подставки для удержания ее в поднятом состоянии. После того как смонтирована ошиновка трансформатора и его обмотки присоединены к шинам РУ, их внешние выводы следует замкнуть и заземлить. Эта мера необходима на случай ошибочной подачи напряжения на трансформатор, который еще не принят в эксплуатацию и, возможно, еще не окончены какие- либо работы. То же относится и к измерительным трансформаторам.

Оперативное обслуживание действующих электроустановок предприятий предусматривает периодические и внеочередные осмотры электрооборудования систем электроснабжения и электроприемников, контроль и учет электроэнергии, оперативные переключения в электросетях, обеспечивающие бесперебойное снабжение электроэнергией. Оперативное обслуживание электроустановок осуществляется инженерно-техническим, дежурным и оперативно - ремонтным электротехническим персоналом. Обязанности закрепленного за данной электроустановкой дежурного (оперативно-ремонтного) персонала определяются местными инструкциями, в которых должны быть изложены также конкретные основные меры по электробезопасности и пожарной безопасности применительно к эксплуатируемому электрооборудованию.

Оперативное обслуживание электроустановок может осуществляться как одним лицом, так и бригадами из двух человек и более. Численность персонала для каждого цеха, участка, подстанции определяется главным энергетиком предприятия, который является лицом, ответственным за эксплуатацию всего электрохозяйства. При обслуживании электроустановок напряжением выше 1000В старший в смене (бригадир) или одиночный дежурный должны иметь квалификационную группу по ТБ не ниже IV, а в электроустановках до 1000В - не ниже группы III.

Осмотр электрооборудования, находящегося под напряжением сопряжен с опасностью поражения электрическим током, которая возникает при случайном прикосновении к неизолированным токоведущим частям или приближении к ним на такое близкое расстояние, когда возможно перекрытие воздушного промежутка и поражение через электрическую искру (электрическую дугу). Поражение также возможно при прикосновении к металлическим корпусам и ограждениям электроустановок, имеющих вследствие повреждения изоляции замыкание на корпус в случае неудовлетворительного состояния заземления (зануления). Поэтому лицо, производящее осмотр, должно иметь достаточную квалификацию и знание ТБ. Помимо дежурного (оперативно-ремонтного) персонала единоличный осмотр электроустановок разрешается административно-техническому персоналу службы эксплуатации, имеющему квалификационную группу V (в установках до 1000 В - IV группу).

Во избежание поражения электрическим током во время осмотра действующих электроустановок необходимо соблюдать следующие меры предосторожности. При осмотре электроустановки выше 1000 В одним лицом не разрешается проникать за ограждения и входить в камеры РУ. Осматривать электрооборудование следует только с порога камеры или стоя перед барьером. В случае необходимости дежурному, имеющему квалификационную группу не ниже IV, разрешается для осмотра вход в камеру РУ при условии, что в проходах расстояние от пола до нижних фланцев изоляторов аппаратов (например, трансформаторов) не менее 2м, а до неогражденных токоведущих частей не менее 2.75 м при напряжении 35 кВ. Если эти расстояния окажутся меньше, то вход за ограждения допускается только в присутствии второго лица с квалификационной группой не ниже III, присутствие которого необходимо для наблюдения за действиями человека, вошедшего в камеру РУ, предупреждения его об опасности приближении к токоведущим частям, а также оказания в случае необходимости помощи.

При обнаружении во время осмотра случайного замыкания какой-либо токоведущей части электроустановки на землю запрещается до отключения поврежденного участка приближаться к месту токового замыкания на расстояние менее 4 м в закрытых РУ и 8 м на открытых подстанциях во избежание поражения шаговым напряжением. Если окажется необходимым приближение к месту замыкания на землю, например для оказания помощи пострадавшему или для выполнения операций с коммутационной аппаратурой, то следует применить средства защиты (диэлектрические боты, галоши).

Самостоятельное обслуживания электроустановок напряжением до 1000 В, включая периодические осмотры, проверки, измерения и текущий ремонт, разрешается рабочим-электрикам, имеющую квалификационную группу не ниже III. Во время осмотра цехового электрооборудования запрещается выполнять какие-либо работы на этом оборудовании, за исключением работ, связанных с предупреждением аварии или несчастного случая. Также запрещается снимать ограждения токоведущих частей и вращающихся частей, проникать за ограждения, косятся токоведущих частей и приближаться к ним на опасное расстояние. Дежурному электрику, обслуживающему цеховые производственные электроустановки. разрешается при необходимости открывать для осмотра дверцы распределительных шкафов, щитков, пусковых устройств и т.п., соблюдая при этом особую осторожность.

Смена сгоревших плавких вставок предохранителей, как правило, должно выполнятся при снятом напряжении. Смену плавких вставок закрытых (пробочных, трубчатых) предохранителей допускается производить под напряжением, но при отключенной нагрузке. Эта работа выполняется в электроустановках напряжением до 1000 В в диэлектрических перчатках и предохранительных очках, а в установках напряжением выше 1000 В - при помощи изолирующих клещей, также в перчатках и очках. Опасность при смене вставок предохранителей состоит в том, что в случае постановки предохранителя при наличии в сети короткого замыкания плавкая вставка перегорает в руках оператора и при наличии электрической дуги есть опасность ожога и поражения электрическим током.

Если цеховое электрооборудование было отключено по заказу эксплуатационного не электротехнического персонала для каких-либо ремонтных работ, то последующее его включение может быть произведено только по требованию лица, давшего заявку на отключение, или лица, сменившего его. Это условие необходимо соблюдать для того, чтобы исключить аварию и несчастный случай, если на электроприводах или производственных машинах окажется ремонтный персонал, не уведомленный о предстоящем включении. Перед включением силовой электроустановки после ремонта дежурный электрик обязан её осмотреть и убедится в готовности электрооборудования к приему напряжения и предупредить производственных рабочих о предстоящим включении.

Оперативные отключения в РУ подстанций промышленных предприятий производится дежурным или оперативно-ремонтным персоналом по распоряжению или с ведома вышестоящего дежурного электротехнического персонала в соответствии с установленным на предприятии режимом работы. Распоряжение о переключениях может быть передано устно или по телефону с записью его в оперативном журнале. Только в случаях, не терпящих отлагательства (авария, пожар, несчастный случай, предупреждение аварии и т.п.), допускаются переключения без ведома вышестоящего оперативного персонала, но с последующим его уведомлением и с записью выполненных операций в оперативном журнале. Список лиц, имеющих право производить оперативные переключения, утверждается главным энергетиком предприятия.

В РУ напряжением выше 1000В сложные оперативные переключения, производимые более чем на одном присоединении, должны выполняться двумя лицами, причем старший из них по должности контролирует и руководит действиями младшего, который непосредственно управляет коммутационными аппаратами. Этим обеспечивается правильная последовательность операций с выключателями и разъединителями, а следовательно, и безопасность операторов.

Согласно требованиям ПТБ работы, производимые в действующих электроустановках, в отношении принятия мер безопасности разделяются на четыре категории.

1. Работы, выполняемые при полном снятии напряжения, производимые в электроустановках, где со всех токоведущих частей, в том числе и вводов, снято напряжение. Нет незапертого входа в помещения, в которых размещены электроустановки, находящиеся под напряжением. Так, например, текущий ремонт силового трансформатора осуществляется при полном снятии напряжения со стороны как высшего напряжения (со стороны питания), так и низшего напряжения.

2. Работы, выполняемые при частичном снятии напряжения, производимые в открытой электроустановке или в электроустановке, расположенном в отдельном помещении, где снято напряжение только с тех присоединений, на которых производится работа или где напряжение полностью снято, но есть незапертый вход в помещение соседней электроустановки, находящийся под напряжением.

3. Работы выполняемые без снятия напряжения вблизи токоведущих частей и на токоведущих частях электроустановок, находящиеся под напряжением. К ним относятся работы, требующие принятия технических или организационных мероприятий по предотвращению возможности приближения работающих людей и используемой ремонтной оснастки и инструмента к токоведущим частям на опасное расстояние, а также работы, производимые непосредственно на токоведущих частях, находящихся под напряжением, с помощью специальных средств защиты и приспособлений.

4.Работы, выполняемые без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением, при котором исключено случайное прикосновение или приближение к токоведущим частям на опасное расстояние и не требуется принятия технических и организационных мер для предотвращения такого приближения. К таким работам относятся, чистка от пыли кожуха электрооборудования при наличии в РУ постоянного ограждения токоведущих частей, уборка территории РУ и другие работы в пределах до постоянных ограждений токоведущих частей.

Технико-экономические особенности энергетики как отрасли национального хозяйства оказывают влияние на ее производственное и финансово-экономическое развитие, формирование организационных структур управления, характер региональных, межотраслевых и внутрипроизводственных взаимосвязей.

Наиболее важными отраслевыми особенностями энергетики являются:

1. Непрерывность производственного процесса. Необходимость бесперебойного энергоснабжения производственных и непроизводственных потребителей, а также широкое использование энергии во всех видах деятельности общества, вызывает необходимость круглосуточной работы всех технологических мощностей отрасли, связанных как с производством так и реализацией энергии.

Эта необходимость оказывает влияние на формирование внутриотраслевой производственной структуры управления, основанной на едином диспетчерском графике работы и, как следствие, на организацию и оплату труда энергетиков; технологию обеспечения надежности работы устройств и связанные с этим особенности формирование издержек производства.

2. Производственный процесс энергетики в масштабах одной отрасли охватывает обе сферы экономической деятельности общества сферу производства и сферу обращения/

В отличие от отраслей промышленности, где процесс производства и реализации продукции может быть отдален по времени, при этом реализация, как правило, осуществляется другими отраслями непроизводственной сферы, в энергетике ситуация иная. Обеспечение процесса производства и реализации энергии входит в обязанности одной отрасли и включает всю технологическую цепочку: производство - передача - распределение - реализация продукции.

6. Себестоимость продукции предприятий электрических сетей

Себестоимость - показатель, характеризующий удельные затраты на единицу продукции, работ, услуг:

С = Р_пр/О_пр=0,13/3,15=0,41

Где Р_пр - расходы предприятия на производство продукции, работ, услуг.

В состав затрат, учитываемых при определении себестоимости передачи электроэнергии включаются:

· затраты, связанные с текущим обслуживанием и ремонтом устройств электроснабжения;

· затраты по обслуживанию производственного процесса: текущий и капитальный ремонт основных фондов предприятия;

· расходы, связанные с рационализацией, изобретательством, опытно-экспериментальными работами;

· расходы по управлению производством;

· отчисления на социальные нужды по установленным видам отчислений;

· платежи по кредитам банков в размерах установленных ставок платы за кредит;

· расходы, связанные с реализацией продукции;

· затраты на воспроизводство основных фондов в форме амортизационных отчислений;

· износ по нематериальным активам;

· начисления на заработную плату установленные на предприятии в соответствии с законодательством;

· налоги, сборы и платежи, входящие в состав прочих затрат.

При расчете плановой и фактической себестоимости работ ПЭС составляется калькуляция затрат и себестоимость определяется:

С_пер=Р_пер / W_пер=3 215 689,23/1,3415=2 397 032,13

Где Р_пер - расходы ПЭС по передаче электроэнергии;

W_пер - объем переработки электроэнергии электрическими сетями, находящимися на балансе предприятия.

Более важным является показатель себестоимости обслуживания условной технической единицы устройств электроснабжения. Данная себестоимость рассчитывается по формуле:

С_у.е= Р_пер / Т_у.е=3 215 689,23 / 2,1437=1 500 000

Где С_у.е. - себестоимость условной технической единицы постоянных устройств электроснабжения, обслуживаемых ПЭС;

Т_у.е. - число условных технических единиц предприятия.

Организация труда и заработной платы

Структура контингента работников предприятий энергоснабжения по функциональному разделению труда следующая:

· рабочие - 75%;

· служащие - 24%;

· руководители - 11%;

· специалисты - 12%;

· просто служащие - 1%;

· младший обслуживающий персонал - 0.7%;

· ученики - 0.3%.

Методы определения численности работников ПЭС

Расчет численности работников предприятий энергоснабжения производится следующими методами:

1. По объему работ, продукции, услуг и норме выработки на единицу объема.

R_раб = О_пр Н_выр = 8540 / 1423 =6

где: R_раб - численность работников;

Опр - объем выполнения работ или выпускаемой продукции;

Н_выр - нормы выработки объема в единицу времени.

Так планируется численность работников, выполняющих вспомогательные слесарные или токарные работы на предприятии.

2. По трудоемкости работ на текущее обслуживание или ремонт устройств энергоснабжения:

R_раб = ? Т_ем N_j = 252 / 42 =6

где: T_ем - трудоемкость текущего обслуживания или ремонта j-объекта;

N_j - количество объектов;

j- виды объектов.

При определении численности работников, обслуживающих устройства энергоснабжения, нормативы потребности в рабочей силе дифференцируются в зависимости от ряда факторов, отражающих специфику работ.

Нормативы численности рабочих по ремонту и обслуживанию подстанции зависят от следующих факторов:

Н_подст = f ( Р_трф; N_трф; U; ) = 50 (16000+2+380)=819100

где: Н_подст - норматив потребности рабочих на обслуживание или ремонт подстанции;

N_трф - число трансформаторов;

Р_трф - мощность трансформаторов;

U - уровень напряжения;

g_c - плотность распределительных сетей.

Норматив численности рабочих по ремонту и обслуживания воздушных линий:

Н_ВЛ = f ( U M_on Y_c ) = 50 ( 380 + 7450 +485 ) = 415750

где: Н_вл - норматив потребности рабочих на обслуживание или ремонт воздушных линий;

M_оп - качество материала опор (деревянные, железобетонные, металлические).

Норматив численности рабочих на обслуживание кабельных линий зависит только от их напряжения, потребность рабочих на обслуживание релейных защит зависит от их числа и мощности трансформаторов и т. д.

В виду того, что нормативы трудоемкости на единицу обслуживания очень малы, они устанавливаются на средний диапазон показателей. Так, например, норматив трудоемкости работ по техническому обслуживанию трансформаторных подстанций составляет 0.03 чел-часа на 1000 кВА суммарной мощности трансформаторов. Поэтому нормативы численности устанавливаются для мощности трансформаторов, сгруппированной по диапазонам в 180 тыс. кВА и так далее по другим объектам обслуживания.

Виды начисления

Вид начисления	Сумма (%)	Дни (час)	Вид удержания	Сумма (%)
Оплата по окладу	33.7	19	Социальный фонд	11.24
За праздничные	17.74	40	Подоходный налог	9.95
За вредность	2.49	19	Незав. Проф. Взнос	1.11
Ежем. Прем. Допол	10.15		Перечислено в банк	77.71
Оплата сверхурочных	14.42
За выслугу лет	18.54	19
Ежемес премия	2.03
Льгота за Э/Э	0,92
Начислено	43 708.45		Удержано Сумма к выдаче	38 897.68 34 752.47

Заработная плата работника в подстанции

	Рабоч. дни	Рабоч. время (час)	Заработная плата (сом)	Вид удержания
Месяц	22	160	15 000	Тол 10%
Неделя	5	40	3 409	Соц. Фонд10%
День	1	8	680	Проф.15%
Начислено				25%

7. Особенности трансформаторов

Трансформатор тока -- трансформатор, первичная обмотка которого подключена к источнику тока, а вторичная обмотка замыкается на измерительные или защитные приборы, имеющие малые внутренние сопротивления.

Измерительный трансформатор тока - трансформатор предназначенный для преобразования тока до значения, удобного для измерения. Первичная обмотка трансформатора тока включается последовательно в цепь с измеряемым переменным током, а во вторичную включаются измерительные приборы. Ток, протекающий по вторичной обмотке трансформатора тока, пропорционален току, протекающему в его первичной обмотке.

Трансформаторы тока широко используются для измерения электрического тока в устройствах релейной защиты электроэнергетических систем, в связи с чем на них накладываются высокие требования по точности. Трансформаторы тока обеспечивают безопасность измерений, изолируя измерительные цепи от первичной цепи с высоким напряжением, часто составляющим сотни киловольт. К трансформаторам тока предъявляются высокие требования по точности. Как правило, трансформатор тока выполняют с двумя и более группами вторичных обмоток: одна используется для подключения устройств защиты, другая, более точная -- для подключения средств учёта и измерения (например, электрических счётчиков).