Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФГБОУ ВПО

«Национальный исследовательский Иркутский государственный технический университет»

ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ

Кафедра электрических станций, сетей и систем

Курсовой проект по дисциплине: «Электрические станции и подстанции»

Проектирование электрической части узловой подстанции

1.002.00.00 ПЗ

Выполнил студент группы ЭПб-11-1 Е.А. Барохоева

Нормоконтролёр: Е.В. Болоев

Иркутск 2016

Оглавление

• Введение
• 1. Графики нагрузок на шинах подстанции
• 1.1 Построение суточных графиков активных нагрузок на шинах подстанции
• 1.2 Построение годовых графиков активных нагрузок на шинах подстанции
• 2. Технико-экономическое обоснование выбора схемы электрических соединений подстанции и трансформаторов
• 2.1 Требования к схемам электрических соединений подстанции и их обеспечение
• 2.2 Выбор и обоснование структурных схем трансформаторной подстанции по вариантам
• 2.3 Выбор и анализ режимов работы автотрансформаторов подстанции
• 2.3.1 Определение числа и мощности автотрансформаторов по вариантам
• 2.3.2 Анализ режимов работы автотрансформаторов первого варианта
• 2.4 Обоснование и выбор схем коммутации распределительных устройств
• 3. Расчет технико-экономических показателей
• 4. Расчёт токов короткого замыкания
• 4.1 Определение результирующих сопротивлений для точки К - 1
• 4.1.1 Расчёт для точки К - 1
• 4.2 Определение результирующих сопротивлений для точки К - 2
• 4.2.1 Расчёт для точки К - 2
• 4.3 Определение результирующих сопротивлений для точки К - 3
• 4.3.1 Расчёт для точки К - 3
• 5. Выбор оборудования
• 5.1 Выбор выключателей
• 5.2 Выбор разъединителей
• 5.3 Выбор токоведущих частей и связей
• 5.4 Выбор измерительных трансформаторов тока и приборов
• 5.5 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
• 6. Выбор схемы питания собственных нужд
• 7. Разработка конструкции распределительного устройства
• 7.1 Выбор варианта компоновки распределительного устройства
• 7.2 Составление схемы заполнения плана распределительного устройства
• Заключение
• Список использованных источников

Введение

Развитие рыночных отношений в стране меняет сформировавшуюся структуру электроэнергетики. Появляются всевозможные предприятия, крестьянские (фермерские хозяйства), ведется застройка городов, строятся новые жилые загородные поселки и многое другое. Зачастую существующие подстанции не обладают достаточной мощностью или имеют большой объем физически и морально изношенного электрооборудования не обеспечивающий надежного и экономичного электроснабжения появившихся потребителей. Все эти факторы требуют строительства новых или реконструкции существующих подстанций и сетей. Поэтому тематика курсового проектирования узловой понизительной подстанции 330/110/6 кВ является актуальной. электрический трансформатор ток

Курсовой проект состоит из расчетно-пояснительной записки и двух чертежей графической части.

Проектирование понизительной подстанции 330/110/6 кВ выполнено в соответствии с нормами технологического проектирования подстанций.

Графическая часть проекта содержит два чертежа на формате А1:

1. Принципиальная однолинейная схема электрических соединений подстанции 330/110/6 кВ.

2. Закрытое распределительное устройство 6 кВ.

1. Графики нагрузок на шинах подстанции

1.1 Построение суточных графиков активных нагрузок на шинах подстанции

По исходным данным - графикам активных нагрузок в относительных единицах от максимальной нагрузки и максимальной нагрузке на шинах низкого и среднего напряжения подстанции (см. техническое задание) - строим осенне-зимние и весенне-летние суточные графики активных нагрузок на шинах низкого (НН), среднего (СН) и высокого (ВН) напряжения подстанции.

Для построения суточных графиков нагрузки НН, СН и ВН в именованных единицах выделяем в графиках нагрузок НН и СН характерные суточные режимы. В хронологическом порядке по мощности электропотребления на графиках нагрузок НН и СН можно выделить 6 режимов. Номера режимов и время начала и окончания каждого режима в часах заносим в первый и второй столбец таблицы.

Показатели суточных графиков активных нагрузок НН, СН и ВН

Номер режима	Время начала - окончания; продолжительность режима, ч.	Активная нагрузка НН,	Активная нагрузка СН,	Активная нагрузка ВН,
		осенне-зимний	весенне-летний	осенне-зимний	весенне-летний	осенне-зимний	весенне-летний
1	2	3	4	5	6	7	8
1	0-6; 6	9	7,5	47,5	39,58	56,5	47,08
2	6-9; 3	18	16,5	95	87,08	113	103,58
3	9-17; 8	15	13,5	47,5	39,58	62,5	53,08
4	17-20; 3	15	13,5	79,17	71,25	94,17	84,75
5	20-21; 1	9	7,5	79,17	71,25	88,17	78,75
6	21-24; 3	9	7,5	47,5	39,58	56,5	47,08

Переводим графики нагрузок осенне-зимнего и весенне-летнего периодов НН и СН из относительных единиц в именованные для каждого режима , используя соотношение:

,

где - номер характерного режима; - ордината в относительных единицах соответствующего режима на графике нагрузки.

Для первого интервала графика нагрузки НН осенне-зимнего периода нагрузка равна:

.

Расчет для остальных ступеней графиков нагрузок НН и СН выполняется аналогично. Расчетные данные сводим во 3 - 6 столбцы таблицы.

Суммарная мощность подстанции без учета потребляемой мощности на собственные нужды подстанции и потерь мощности в трансформаторах представляет собой сумму потребляемых мощностей НН и СН :

.

Для первой интервала графика нагрузки ВН осенне-зимнего периода нагрузка равна:

.

Расчет для остальных интервалов графиков нагрузок ВН выполняется аналогично. Расчетные данные сводим в 6, 7 столбцы таблицы. Суточные графики нагрузки НН, СН и ВН построены на рисунках 1 - 3.

Рисунок 1 - Суточный график активной нагрузки НН

Рисунок 2 - Суточный график активной нагрузки СН

Рисунок 3 - Суточный график активной нагрузки ВН

Максимальные активные, реактивные и полные нагрузки на шинах НН, СН и ВН подстанции равны

,)

,

,

,

,

,

,

,

,

Где ,

.

Коэффициент мощности равен

.

1.2 Построение годовых графиков активных нагрузок на шинах подстанции

Построение годовых графиков нагрузок НН, СН и ВН производим на основании соответствующих двух суточных графиков нагрузок (рисунки 1 - 3) осенне-зимнего и весенне-летнего периодов, которые согласно техническому заданию равны 200 дней и 165 дней. По оси ординат откладываем нагрузки в соответствующем масштабе, по оси абсцисс - часы года от 0 до 8760. Нагрузки располагаем в порядке убывания.

По суточным графикам нагрузки НН (рисунок 1, таблица) определяем мощность каждой ступени годового графика нагрузки:

; ; ; ;

Рассчитываем продолжительность каждой ступени годового графика нагрузки НН:

,

,,(1)

,

,

.

Мощность и продолжительность каждой ступени годового графика нагрузки НН сводим в таблицу. По данным таблицы строим годовой график активной нагрузки НН рисунок 4.

Показатели годового графика активной нагрузки НН

Ступень	1	2	3	4	5	6
Мощность , МВт	18	16,5	15	13,5	9	7,5
Продолжительность , ч.	600	495	2200	1815	2000	1650

Рисунок 4 - Годовой график активной нагрузки НН

Построение годовых графиков нагрузок СН и ВН подстанции выполняется аналогично. Мощность и продолжительность каждой ступени годовых графиков нагрузки СН и ВН, потребление электроэнергии приведены в таблицах.

Показатели годового графика активной нагрузки СН

Ступень	1	2	3	4	5	6
Мощность , МВт	95	87,08	79,17	71,25	47,5	39,58
Продолжительность , ч.	600	495	800	660	3400	2805

Показатели годового графика активной нагрузки ВН

Ступень	1	2	3	4	5
Мощность , МВт	113	103,58	94,17	88,17	84,75
Продолжительность , ч.	600	495	600	200	495
Ступень	6	7	8	9	10
Мощность , МВт	78,75	62,5	56,5	53,08	47,08
Продолжительность , ч.	165	1600	1800	1320	1485

Годовые графики нагрузок СН и ВН построены на рисунках 5 и 6.

Рис. 5 - Годовой график активной нагрузки СН

Рис. 6 - Годовой график активной нагрузки ВН

Передачу электрической энергии потребителям с шин НН, СН и ВН рассчитываем по формулам [1, стр. 15, 16]:

,

,

.

Транзит мощности через шины ВН подстанции равен

.

Рассчитываем показатели графиков активных нагрузок НН, СН и ВН:

Среднегодовые нагрузки [1, стр. 15, 16]:

,

,.(2)

Коэффициенты заполнения [1, стр. 15, 16] рассчитываются как

,

,

.

Продолжительность использования максимальной нагрузки [1, стр. 15,16]:

,

,

.

Время максимальных активных потерь электрической энергии [2, стр. 34]:

,

.

2. Технико-экономическое обоснование выбора схемы электрических соединений подстанции и трансформаторов

2.1 Требования к схемам электрических соединений подстанции и их обеспечение

К схемам электрических соединений подстанций предъявляют следующие основные требования [3, стр. 4, 5]: надежность, экономичность, удобство эксплуатации, техническая гибкость, экологическая чистота, компактность, унифицированность.

Надежность - свойство объекта выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. В распределительных сетях уровень надежность регламентируется категорийностью обеспечения потребителей электрической энергией в Правилах устройства электроустановок (ПУЭ) [15]. В соответствии с техническим заданием 80 % потребителей 110 кВ и 10 кВ содержат электроприемники I и II категории надежности. Для обеспечения электроэнергией электроприемников I и II категории надежности на подстанции должны быть установлены два и более (авто)трансформаторов.

Экономичность подразумевает принятие решений с учетом необходимых капитальных вложений и сопутствующих ежегодных издержек производства и сбыта продукции. Выбор схемы электрических соединений подстанции и трансформаторов должен осуществляться на основе технико-экономического расчета.

Удобство эксплуатации заключается в наглядности и простоте схемы, снижающих вероятность ошибочных действий персонала, возможности минимизации количества переключений при изменении режима применительно как к первичным, так и вторичным цепям, в обеспечении соответствия режимов работы электроустановки и энергосистемы.

Техническая гибкость - способность адаптироваться к изменяющимся условиям работы электроустановки при плановых и аварийно-восстановительных ремонтах, расширения, реконструкции и испытаниях.

Экологическая чистота определяется степенью воздействия электроустановки на окружающую среду - шум, электрические и магнитные поля, загрязнение выбросами и отходами, нарушение ландшафта и пр.

Компактность характеризуется возможностью минимизации площади земли, отчуждаемой под подстанцию. Это позволяет наиболее рационально решать проблему приобретения земельных участков, которая при обосновании и выборе схем электроустановок нередко является определяющей.

Удобству в эксплуатации, технической гибкостью, экологической чистотой, компактностью удовлетворяют схемы с минимально необходимым числом (авто)трансформаторов.

Унифицированность заключается в применении ограниченного числа типовых схем и использовании комплектного и серийно выпускаемого электрооборудования и (авто)трансформаторов. Использование типовых решений, комплектного и серийно выпускаемого электрооборудования и (авто)трансформаторов позволяет снижать материальные и финансовые затраты на проектирование, монтаж, пусконаладку и эксплуатацию электроустановки.

Для обеспечения унифицированности выбираем серийно выпускаемые (авто)трансформаторы и электрооборудование, типовые схемы распределительных устройств (РУ) в соответствии с рекомендациями [3] и указаниями по применению [4].

2.2 Выбор и обоснование структурных схем трансформаторной подстанции по вариантам

В общем случае на подстанции возможно использование трех схем:

1) схема с использованием трехобмоточного трансформаторного оборудования 330/110/6 кВ;

2) схема с использованием двухобмоточного трансформаторного оборудования 330/110 кВ и 110/6 кВ;

Однако трансформаторы 330/110 кВ серийно не выпускаются промышленностью. Поэтому вторая схема использоваться не будет.

Тип трансформаторного оборудования намечаемого к установке на подстанции 330/110/6 кВ - автотрансформаторы. Число автотрансформаторов принимаем равным двум. Структурная схема двухтрансформаторной подстанции 330/110/6 кВ показана на рисунке 7.

Рис. 7. Структурная схема подстанции

2.3 Выбор и анализ режимов работы автотрансформаторов подстанции

2.3.1 Определение числа и мощности автотрансформаторов по вариантам

Номинальную мощность автотрансформаторов с числом определяем из условия [5, стр. 18]:

,)

где - коэффициент участия в нагрузке потребителей I и II категории, который при составе электроприемников I/II категории (см. техническое задание) НН () СН () рассчитывается как

- коэффициент перегрузки автотрансформаторов, примем равным [6, стр. 11, таблица 6] из условий: (авто)трансформаторы имеют систему охлаждения ДЦ; длительность максимума нагрузки в осенне-зимний период 8 ч. (см. график на рисунке 3); температура охлаждающего воздуха в аварийный осенне-зимний период принимается равной [8, стр. 97].

Из серийно выпускаемых трансформаторов по условию ) выбираем автотрансформаторы [7, стр. 172]

I вариант - АТДЦТН-125000/330/110/6-У1 - автотрансформатор, трехфазный, с принудительной циркуляцией воздуха и масла с ненаправленным потоком масла (системой охлаждения ДЦ), трехобмоточный с устройством регулирования под нагрузкой (РПН), номинальной мощностью 125000 кВА, класса напряжений 330/110/6 кВ, умеренного климатического исполнения наружной установки (У1).

II вариант рассматриваться не будет, т.к максимальная мощность подстанции невелика, а установка трех автотрансформаторов экономически невыгодна.

Паспортные данные автотрансформаторов из [7, стр. 172] приведены в таблице.

Паспортные данные автотрансформаторов

Автотрансформатор	АТДЦТН-125000/220/110/10-У1
Номинальная мощность, МВА	автотрансформатора,	125
	обмотки НН,	63
Номинальное напряжение обмоток,	ВН,	330
	СН,	115
	НН,	6,3
Схема и группа соединения обмоток
Потери, кВт	холостого хода,	100
	короткого замыкания,	ВН-СН	345
		ВН-НН	240
		СН-НН	210
Напряжение короткого замыкания в режимах, %	ВН-СН	10
	ВН-НН	35
	СН-НН	24
Ток холостого хода, %	0,45

Проверяем выбранные автотрансформаторы на систематическую и аварийную перегрузку [8, стр. 95 - 105].

2.3.2 Анализ режимов работы автотрансформаторов первого варианта

Анализируем нормальный режим [8, стр. 100]., когда оба автотрансформатора АТДЦТН-125000/220/110/10-У1 включены. Автотрансформаторы работают в комбинированном режиме передачи мощности: автотрансформаторном ВНСН; трансформаторном ВННН.

По условию трансформаторного режима [7, стр. 9]

,

где - коэффициент типовой мощности [1, стр. 72]

.

По условию комбинированного режима [8, стр. 111]:

.

Таким образом в нормальном режиме автотрансформаторы АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 обеспечивают полное электроснабжение потребителей без систематической перегрузки. Анализируем ремонтный и послеаварийный режим АТДЦТН-200000/220/110/10-У1, связанный с отключением одного трансформатора (в дальнейшем послеаварийный режим) во время осенне-зимнего периода. Оставшийся в работе трансформатор не будет подвергаться аварийной перегрузке, так как

.

2.4 Обоснование и выбор схем коммутации распределительных устройств

Для сохранения транзита мощность через подстанцию к схеме РУ-330 кВ предъявляются требования о недопустимости отключения присоединений (каждого или отдельных) при отключении выключателя присоединения по любой причине, кроме повреждения присоединения [4, стр. 7].

Для РУ-330 кВ с двумя автотрансформаторами и шестью линиям выбираем схему 330-16 схема трансформаторы-шины с полуторным присоединением линий [3, стр. 44 и 4, стр. 25]. Условное изображение схемы на Рисунке 8.

Достоинства схемы [3, стр. 44, 45]:

· высокая надежность и гибкость.

· при одинаковом числе источников и линий, линии останутся в работе даже при повреждении двух систем шин; при этом лишь нарушится параллельная работа линий;

· при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе;

· схема позволяет производить опробование выключателей в рабочем режиме без операций разъединителями;

Рисунок 8 - Схема трансформаторы-шины с полуторным присоединением линий РУ-330 кВ

Недостатки:

· отключение КЗ на линии двумя выключателями, что увеличивает количество ревизий выключателя;

· удорожание конструкций РУ в связи с увеличением числа выключателей, особенно при нечетном числе присоединений, так как каждая цепь должна присоединяться через два выключателя;

· снижение надежности схемы, если количество линий не соответствует числу трансформаторов. В этом случае к одной цепочке из 3 выключателей

· присоединяется две линии, поэтому возможно аварийное отключение одновременно двух линий;

· номинальный ток выключателей определяется режимом ремонта одного из выключателей, когда по смежному с ремонтируемым выключателю может протекать ток двух присоединений;

· усложнение релейной защиты;

· увеличение количества выключателей

Для РУ-110 кВ с двумя автотрансформаторами и 11 отходящими линиями выбираем схему 110-13 - две рабочие системы шин, которые используются при 5 и более присоединений с повышенными требованиями к сохранению в работе присоединения. Условное изображение схемы на Рисунке 9.

Достоинства схемы с двумя рабочими системами шин [3, стр. 81 - 83 и 4, стр. 25]:

- требует ячейку выключателя, где - количество присоединений;

- занимает минимальные отчуждаемые площади с учетом количества присоединений при килевой установке одного шинного разъединителя на каждом присоединении;

- гибкая фиксация присоединений по системам сборных шин.

- более надежная схема, по сравнению со схемой с одной секционированной системой шин на порядок увеличивает математическое ожидание недоотпуска электроэнергии при прочих равных условиях.

Рисунок 9 - Схема с двумя рабочими системами шин РУ-110 кВ

Недостатки [3, стр. 81 - 83 и 4, стр. 25]:

- по сравнению со схемой с одной секционированной системой сборных шин требует установки на каждом присоединении второго шинного разъединителя;

- при отказе нормально включенного шиносоединительного выключателя возможно полное погашение РУ;

- при оперативных переключениях сборные шины имеют непосредственную электрическую связь на развилках из шинных разъединителей, и при возникновении отказов возможно полное погашение распределительного устройства;

- неоднотипное управление разъединителями, большое количество технологических операций при оперативных переключениях, сложные электромагнитные блокировки и операции с разъединителями, что приводит к значительному числу инцидентов по вине персонала.

Для РУ-6 кВ с двумя автотрансформаторами и 8 отходящими линиями выбираем схему 10-9 - одна рабочая секционированная система шин [3, стр. 50 - 52 и 4, стр. 25], которая используется при наличии попарно резервируемых воздушных и кабельных линий, подключаемых к различным секциям шин. Условное изображение схемы на Рисунке 10.

Достоинства схемы с одной секционированной системой шин [3, стр. 50 - 52]:

- требует ячейку выключателя, где - количество присоединений;

- занимает минимально отчуждаемые площади с учетом количества присоединений;

- наиболее дешевая схема с учетом количества присоединений.

- простая и наглядная, электромагнитные блокировки и операции с разъединителями просты и однотипны, как следствие минимизированы отказы по вине персонала;

- жесткая фиксация присоединений по секциям;

- является лучшей схемой с позиции надежности и экономичности при использовании современных выключателей в составе комплектных распределительных устройств (КРУ).

Недостатки:

- попарное резервированные присоединения необходимо подключать к различным секциям;

- при отказе нормально включенного секционного выключателя возможно полное погашение РУ.

Рисунок 10 - Схема с одной секционированной системой шин РУ-6 кВ

3. Расчет технико-экономических показателей

Выполняем расчет технико-экономических показателей.

Нормативный срок службы оборудования - 25 лет.

Стоимость сооружения подстанции 330/110/6 кВ определяем по укрупненным базисным показателям стоимости в ценах 1991г. [9] с последующим пересчетом к рассматриваемым годам с помощью коэффициентов удорожания приведенных в техническом задании.

Стоимость двух трансформаторов АТДЦТН-125000/330/110/6-У1:

,

где - стоимость автотрансформатора 330/110/6 мощностью 200 МВА, [9, стр. 294].

Стоимость РУ-330 кВ при 9 комплектах выключателей:

,

где - стоимость ячейки на один комплект элегазового выключателя, [9, стр. 293].

Стоимость РУ-110 кВ при 14 комплектах выключателей:

,

где - стоимость ячейки на один комплект элегазового выключателя, [9, стр. 293].

Стоимость РУ-6 кВ при 9 комплектах выключателей:

,

где - стоимость ячейки на один комплект выключателя включая соответствующую часть здания закрытого распределительного устройства, [9, стр. 293].

Стоимость сооружения подстанции рассчитывается как

Капиталовложения по годам с учетом удорожания равны

,

где - капиталовложения по годам строительства в отн.ед.; - коэффициент удорожания к базовому 1991г. по годам.

Капиталовложения в 2016г. по данным из технического задания (30%), равны

тыс.руб.

Для 2015 и 2016гг. расчет выполняется аналогично. Расчетные данные сводим в строку капитальных вложений в таблице.

Суммарные капиталовложения равны

.

Издержки на ремонт и обслуживание подстанционного оборудования:

,

где , - коэффициенты ежегодных издержек на ремонт и обслуживание подстанционного оборудования в долях от капиталовложений соответственно напряжением 220 кВ и выше (4,9 %) и до 150 кВ (5,9 %) [9, стр. 258]; - коэффициент удорожания к базовому 1991г., принимаем по последнему году строительства, .

Размещено на http://www.allbest.ru/

Технико-экономические показатели первого варианта

Показатели	Величина показателя по годам
	2016	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Капиталовложение , тыс.руб.	150816,24	351037,80	282130,38
Отчисления на капитальный ремонт и обслуживание , тыс.руб.				42041,12	42041,12	42041,12	42041,12	42041,12	42041,12
Отчисления на реновацию , тыс.руб.				32243,47	32243,47	32243,47	32243,47	32243,47	32243,47
Тариф на электрическую энергию ,	2,00	2,14	2,28	2,42	2,56	2,70	2,84	2,98	3,12
Выручка от передачи электроэнергии , тыс.руб.				48934,37	51765,28	54596,19	57427,11	60258,02	63088,94
Ущерб от недоотпуска электрической энергии , тыс.руб.				-	-	-	-	-	-
Затраты на возмещение потерь электроэнергии , тыс.руб.				4866,89	5148,44	5430,00	5711,55	5993,11	6274,66
Балансовая прибыль , тыс.руб.				2026,36	4575,72	7125,08	9674,43	12223,79	14773,15
Налог на прибыль , тыс.руб.				364,74	823,63	1282,51	1741,40	2200,28	2659,17
Чистая прибыль , тыс.руб.				1661,61	3752,09	5842,56	7933,04	10023,51	12113,98
Суммарные затраты , тыс.руб.	150816,24	501854,04	783984,42	832554,04	883495,69	936809,37	992495,08	1050552,82	1110982,59
Чистый доход , тыс.руб.	-150816,24	-351037,80	-282130,38	-280104,02	-276351,93	-270509,37	-262576,33	-252552,82	-240438,84
Простой срок окупаемости , лет
Коэффициент дисконтирования	1,52	1,32	1,15	1,00	0,87	0,76	0,66	0,57	0,50
Суммарные дисконтированные затраты , тыс.руб.	229372,65	693620,14	1018070,08	1065342,83	1107093,43	1143958,18	1176501,33	1205223,08	1230566,64
Чистый дисконтированный доход , тыс.руб.	-229372,65	-693620,14	-1018070,08	-1016408,46	-1013145,78	-1008727,96	-1003511,86	-997780,88	-991758,09
Дисконтирован. срок окупаемости , лет
Индекс доходности	0	0	0	-1,29646513	-1,12374214	-0,97290614	-0,84163068	-0,7276732	-0,6289399
Капиталовложение , тыс.руб.
Отчисления на капитальный ремонт и обслуживание , тыс.руб.	42041,12	42041,12	42041,12	42041,12	42041,12	42041,12	42041,12	42041,12	42041,12
Отчисления на реновацию , тыс.руб.	32243,47	32243,47	32243,47	32243,47	32243,47	32243,47	32243,47	32243,47	32243,47
Тариф на электрическую энергию ,	3,26	3,40	3,54	3,68	3,82	3,96	4,10	4,24	4,38
Выручка от передачи электроэнергии , тыс.руб.	65919,85	68750,76	71581,68	74412,59	77243,50	80074,42	82905,33	85736,25	88567,16
Ущерб от недоотпуска электрической энергии , тыс.руб.	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Затраты на возмещение потерь электроэнергии , тыс.руб.	6556,22	6837,77	7119,33	7400,89	7682,44	7964,00	8245,55	8527,11	8808,66
Балансовая прибыль , тыс.руб.	17322,51	19871,87	22421,23	24970,58	27519,94	30069,30	32618,66	35168,02	37717,38
Налог на прибыль , тыс.руб.	3118,05	3576,94	4035,82	4494,71	4953,59	5412,47	5871,36	6330,24	6789,13
Чистая прибыль , тыс.руб.	14204,46	16294,93	18385,41	20475,88	22566,35	24656,83	26747,30	28837,77	30928,25
Суммарные затраты , тыс.руб.	1173784,38	1238958,21	1306504,07	1376421,95	1448711,87	1523373,81	1600407,78	1679813,78	1761591,81
Чистый доход , тыс.руб.	-226234,38	-209939,45	-191554,04	-171078,16	-148511,81	-123854,98	-97107,68	-68269,91	-37341,66
Простой срок окупаемости , лет
Коэффициент дисконтирования	0,43	0,38	0,33	0,28	0,25	0,21	0,19	0,16	0,14
Суммарные дисконтированные затраты , тыс.руб.	1252924,63	1272644,72	1290034,67	1305366,85	1318882,21	1330793,84	1341290,18	1350537,77	1358683,80
Чистый дисконтированный доход , тыс.руб.	-985617,11	-979491,25	-973481,02	-967660,50	-962082,44	-956782,63	-951783,36	-947096,42	-942725,37
Дисконтирован. срок окупаемости , лет
Индекс доходности	-0,5435178	-0,4696867	-0,4059171	-0,35086094	-0,30333775	-0,26231891	-0,2269115	-0,1963427	-0,1699448

Размещено на http://www.allbest.ru/

Издержки на ремонт и обслуживание подстанционного оборудования считаем постоянными и заносим в таблицу в строку издержек с 2017г.

Суммарные издержки на ремонт и обслуживание подстанционного оборудования за нормативный срок службы:

Амортизационные отчисления на реновацию подстанционного оборудования рассчитываются по выражению:

где - коэффициент амортизационных отчислений на реновацию подстанционного оборудования, определяем исходя из условия достаточности накопительной амортизации для замены выбираемого оборудования за нормативный срок службы [12, стр. 130] .

Издержки на реновацию подстанционного оборудования считаем постоянными и заносим в таблицу в строку издержек с 2017г.

Суммарные издержки на реновацию подстанционного оборудования за нормативный срок службы:

Тарифы на электроэнергию по годам рассчитываются по формуле [11, стр. 350]

,

где - ежегодное удорожание тарифа (8 %); - индекс изменения цен по отношению к году начала инвестиций г.

Для 2017г. тариф равен

.

Тарифы на электроэнергию приведены в таблице.

Выручка от передачи электроэнергии потребителям по годам определяется по выражению:

,

где - объем переданной электроэнергии потребителям, ; - тариф на электроэнергию, ; - индекс затрат на транспортировку электроэнергии через подстанцию потребителям СН и НН, принимаем равным 10 % от индекса затрат на транспортировку электрической энергии сетевой компанией.

Согласно техническому заданию индекс транспортировки электрической энергии сетевой компании равен 0,25. Отсюда

.

Выручка от передачи потребителям в 2017г. при объеме переданной энергии составит:

.

Выручка от передачи электрической энергии по годам приведена в таблице.

Суммарная выручка от передачи электрической энергии за нормативный срок службы:

Рассчитываем потери электроэнергии в трансформаторах [8, стр. 103, 104]:

,

где , , - потери короткого замыкания обмоток высшего, среднего и низшего напряжения равные

;

;

.

Затраты на возмещения потерь электроэнергии по годам рассчитываем по формуле:

.

Затраты на возмещение потерь электроэнергии в трансформаторах в 2017г. составят:

.

Для других годов расчет затрат на возмещение потерь в трансформаторах выполняется аналогично. Расчетные данные приведены в таблице.

Суммарные затраты на возмещения потерь за нормативный срок службы:

Балансовая прибыль от передачи электроэнергии равна

.

Налог на прибыль (18 %) определяется по выражению:

.

Чистая прибыль равна балансовой прибыли за вычетом налога:

.

В 2017г. балансовая прибыль составила

налог на прибыль -

,

чистая прибыль -

Для других годов показатели , , рассчитывается аналогично. Расчетные данные приведены в таблице.

Суммарные затраты рассчитываются по формуле

.

Затраты в 2016г. равны

,

а в последующие годы могут быть найдены по формуле

.

Рассчитанные по формулам затраты приведены в таблице.

Чистый доход рассчитывается как

.

Чистый доход в 2016г. равен

В последующие годы

.

Расчетные данные приведены в таблице.

Простой срок окупаемости определяется из решения уравнения:

.

Срок окупаемости рассчитываем аналитическим методом [11, стр. 362]. Если вложенный капитал окупается между годом и , то срок окупаемости равен

.

При

.

Финансово-экономические показатели с учетом получаемого дохода определяем по формуле сложных процентов [11, стр. 356] дисконтируемых к началу эксплуатации подстанции.

Коэффициент дисконтирования к году начала эксплуатации рассчитывается по формуле [11, стр. 356]:

.

где - норма дисконта, по данным технического задания (15 %); - год начала эксплуатации подстанции, .

Коэффициенты дисконтирования по годам приведены в таблице.

Суммарные дисконтированные затраты [12, стр. 129] определяются как

.

Дисконтированные затраты в 2016г. равны

.

Суммарные дисконтированные затраты в последующие 2015 - 2041 годы можно рассчитать по формуле:

.

Расчетные данные сведены в таблицу.

Чистый дисконтный доход [12, стр. 124]:

,

Чистый доход в 2016г. равен

В последующие годы

.

Расчетные данные приведены в таблице.

Дисконтированный срок окупаемости определяется из решения уравнения:

.

Дисконтированный срок окупаемости рассчитываем аналитическим методом [11, стр. 362]. Если вложенный капитал окупается между годом и , то срок окупаемости равен

.

В нашем случае вложенный капитал не окупается.

Индекс доходности инвестиций (рентабельность инвестиций) [12, стр. 125] рассчитываем по формулам:

.

Результаты индекса доходности инвестиций по годам приведены в таблице.

Внутренняя норма доходности определяется из решения уравнения [11, стр. 363]:

.

Для расчета используем метод итеративного приближения [11, стр. 364]:

Используем метод Ньютона. Итерационная формула метода Ньютона:

.

Начальное приближение:

.

Условие окончания итерационного процесса:

,

где - точность расчета, принимаем равной .

Последовательно подставляя значения находим

Так как при данном индексе затрат на транспортировку электрической энергии проект не окупается, примем эти затраты равными 50 % от индекса затрат на транспортировку электрической энергии сетевой компанией. Полученные результаты приведены в Таблице.

Размещено на http://www.allbest.ru/

4. Расчёт токов короткого замыкания

Цель расчёта токов короткого замыкания, объём и вид рассматриваемых токов короткого замыкания.

Определение расчетных токов короткого замыкания (КЗ) необходимо для выбора выключателей по коммутационной способности, проверки аппаратов и проводников на электродинамическую и термическую стойкость, а так же для выбора и проверки уставок релейной защиты. В качестве расчетного вида тока КЗ выбираем ток трехфазного короткого замыкания, так как он имеет наибольшее значение.

При расчёте токов КЗ определяем следующие параметры тока КЗ:

- значение периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени;

- значение периодической составляющей тока КЗ к моменту времени ф размыкания силовых контактов выключателя;

- ударный ток короткого замыкания;

- значение апериодической составляющей тока КЗ к моменту времени ф размыкания силовых контактов выключателя.

Приведение сопротивлений элементов схемы замещения к относительным базисным условиям, определение точек КЗ.

Выбираем сечения проводов для каждой из отходящих линий и проверяем их по допустимому нагреву:

Токи в системных линиях 330 кВ:

Выбираем провод марки АС 120/27 (I_доп=375 А)

Токи в линиях потребителя 330 кВ:

Выбираем провод марки АС 10/1,8 (I_доп=84 А)

Токи в линиях потребителя 110 кВ:

Выбираем провод марки АС 50/8 (I_доп=210 А)

Токи в линиях потребителя 6 кВ:

Выбираем провод марки АС 240/32 (I_доп=605 А)

Задаёмся базисными условиями для расчёта:

Определяем параметры схемы замещения:

Система:

Воздушные линии.

Трёхобмоточный трансформатор.

Расчётные точки КЗ выбираются, так чтобы учесть самый тяжёлый режим, для двух трансформаторной подстанции такими точками являются:

К - 1 - КЗ в зоне сборных шин РУВН,

К - 2 - КЗ в зоне сборных шин РУСН,

К - 3 - КЗ в зоне сборных шин РУНН.

С учётом всего выше написанного окончательная схема замещения будет выглядеть следующим образом.

Рисунок 11 - Схема замещения с учётом всех параметров

4.1 Определение результирующих сопротивлений для точки К - 1

Рисунок 12 - Схема замещения для расчёта тока КЗ в точке К - 1

Преобразуем схему на рисунке 11 к точке К1. Для этого, сначала заменим параллельное соединение сопротивлений ВЛ:

Находим эквивалентное сопротивление:

4.1.1 Расчёт для точки К - 1

- ударный коэффициент для системы, связанной со сборными шинами, где рассматривается КЗ, воздушными линиями напряжением 330 кВ [2 таблица. 3.8 стр. 150].

- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ для системы, связанной со сборными шинами, где рассматривается КЗ, воздушными линиями напряжением 330 кВ [2 таблица. 3.8 стр. 150].

,

где 0,01 с - время действия релейной защиты, - собственное время срабатывания выключателя, усреднённое для элегазовых выключателей на напряжение 330 кВ.

4.2 Определение результирующих сопротивлений для точки К - 2

Рисунок 13 - Схема замещения для расчёта тока КЗ в точке К - 2

Преобразуем схему на рисунке 11. к точке К2. Для этого, сначала заменим параллельное соединение сопротивлений ВЛ:

Заменим параллельное соединение сопротивлений ВН трансформатора:

Находим эквивалентное сопротивление:

4.2.1 Расчёт для точки К - 2

- ударный коэффициент для системы, связанной со сборными шинами, где рассматривается КЗ, воздушными линиями напряжением 110 кВ [2 таблица. 3.8 стр. 150].

- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ для системы, связанной со сборными шинами, где рассматривается КЗ, воздушными линиями напряжением 110 кВ [2 таблица. 3.8 стр. 150].

,

где 0,01 с - время действия релейной защиты, - собственное время срабатывания выключателя, усреднённое для элегазовых выключателей на напряжение 110 кВ.

4.3 Определение результирующих сопротивлений для точки К - 3

Рисунок 14 - Схема замещения для расчёта тока КЗ в точке К - 3

Преобразуем схему на рисунке 11 к точке К3. Для этого, сначала заменим параллельное соединение сопротивлений ВЛ:

Заменим параллельное соединение сопротивлений ВН трансформатора:

Заменим параллельное соединение сопротивлений НН трансформатора:

Находим эквивалентное сопротивление:

4.3.1 Расчёт для точки К - 3

- ударный коэффициент для системы, для системы, связанной со сборными шинами, где рассматривается КЗ, через трансформаторы единичной мощности 40 МВА [2 таблица. 3.8 стр. 150].

- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ для системы, связанной со сборными шинами, где рассматривается КЗ, через трансформаторы единичной мощности 250 МВА [2 таблица. 3.8 стр. 150].

,

где 0,01 с - время действия релейной защиты, - собственное время срабатывания выключателя, усреднённое для вакуумных выключателей на напряжение 6 кВ.

Так как ток короткого замыкания больше 30 кА, необходима установка токоограничивающего реактора. Находим результирующее сопротивление:

Находим сопротивление, необходимое для уменьшения тока КЗ:

Выбираем 2*РТСТ-6-1000-0,22УЗ

Находим фактическое значение периодической составляющей за реактором:

5. Выбор оборудования

5.1 Выбор выключателей

Ток продолжительного режима будет равен току наиболее мощного присоединения в режиме максимальных нагрузок.

Ток продолжительного режима РУВН.

Ток в линиях трансформатора:

Токи в системных линиях:

Токи в линиях потребителя:

Ток продолжительного режима РУСН.

Ток в линиях трансформатора:

Токи в воздушных линиях:

Ток продолжительного режима РУНН.

Ток в линиях трансформатора:

Ток в секциях шин:

Выбор выключателей:

На РУВН выбираем выключатель ВГУ - 330Б -40/3150У1 с техническими характеристиками [3 таблица 10 стр. 47]:

Технические данные выключателя ВГУ - 330Б -40/3150У1

			Токи термической стойкости
330	3150	47	120	45	50/3	0,03/0,027

Проверка выключателя:

Определим импульс квадратичного тока при отключении тока КЗ на высокой стороне:

Определим выключателя:

где в_ном -содержание апериодической составляющей (технич. данные выключателя)

Проверка выключателя производится исходя из следующих условий:

1. Номинальное напряжение выключателя должно быть больше либо равно напряжению установки .

2. Номинальный ток выключателя должен быть больше или равен максимальному току продолжительного режима наиболее мощного присоединения .

3. Проверка выключателя на симметричный ток отключения осуществляется по следующему условию:

.

4. Проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ по условию:

.

5. На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ:

6. На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

Проверка выключателя ВГУ - 330Б -40/3150У1установленного на РУВН

Расчётные данные	Каталожные параметры

Выключатель проходит по всем условиям.

На РУСН выбираем выключатель ВЭК - 110 - 40/2000У1с техническими характеристиками [ таблица 5.2 стр. 243]:

Технические данные выключателя ВЭК - 110 - 40/2000У1.

				Токи термической стойкости
110	2000	40	40	102	40	40/3	0,055/0,035

Проверка выключателя:

Определим импульс квадратичного тока при отключении тока КЗ на средней стороне:

Определим выключателя:

где в_ном -содержание апериодической составляющей (технич. данные выключателя)

Проверка выключателя ВЭК - 110 - 40/2000У1установленного на РУСН.

Расчётные данные	Каталожные параметры ВЭК-110 -40/2000У1

Выключатель проходит по всем условиям.

На РУНН выбираем комплектное распределительное устройство серии

С-410 с установленным выключателем ВРС - 6 -3150-40 У3.

Технические данные ячейки КРУ С-410

Наименование параметра	Значение параметра
Номинальное напряжение, кВ	6
Номинальный ток главных цепей, А	3150
Номинальный ток сборных шин, А	3150
Номинальный ток отключения выключателя, кА	40
Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей, кА	102
Ток термической стойкости в течение трех секунд, кА	40

Технические данные выключателя ВРС - 6 -3150-40 У3 вводной ячеки трансформатора.

				Токи термической стойкости
6	3150	40	40	102	40	40/3	0,07/0,05

Проверка выключателя:

Определим импульс квадратичного тока при отключении тока КЗ на низкой стороне:

Определим допустимое содержание апериодической составляющей [2 рис. 4.33 стр. 238]:

Проверка выключателя ВРС - 6 -3150-40 У3 :

Расчётные данные	Каталожные параметры ВРС - 6 -3150-40 У3

Выключатель проходит по всем условиям.

5.2 Выбор разъединителей

На РУВН выбираем разъединитель РНД - 330/3200 УХЛ1 с техническими характеристиками [3 таблица 11 стр. 48]:

Технические данные разъединителя РНД - 330/3200 УХЛ1.

			Главных ножей	Заземляющих ножей
330	3200	160	63/2	63/1

Проверка разъединителя производится исходя из следующих условий:

1. Номинальное напряжение разъединителя должно быть больше или равно напряжению установки .

2. Номинальный ток разъединителя должен быть больше или равен максимальному току продолжительного режима наиболее мощного присоединения .

3. На электродинамическую стойкость разъединитель проверяется по сквозному току КЗ:

4. На термическую стойкость разъединитель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

Проверка разъединителя РНД - 330/3200 УХЛ1 установленного на РУВН.

Расчётные данные	Каталожные параметры РНД - 330/3200 УХЛ1

Разъединитель проходит по всем условиям.

На РУСН выбираем разъединитель РНД(3) - 110/1000 УХЛ1 с техническими характеристиками [3 таблица 11 стр. 48]:

Технические данные разъединителя РНД(3) - 110/1000 УХЛ1.

			Главных ножей	Заземляющих ножей
110	1000	80	40/3	40/1

Проверка разъединителя РНД(3) - 110/1000 УХЛ1установленного на РУСН.

Расчётные данные	Каталожные параметры РНД(3) - 110/1000 УХЛ1

Разъединитель проходит по всем условиям.

5.3 Выбор токоведущих частей и связей

Токоведущие части и связи РУВН.

Так как сборные шины не выбираются по экономической плотности тока, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке, равной току наиболее мощного присоединения:

Ток в линиях трансформатора при работе одного трансформатора равен:

.

Для такого тока подойдут гибкие шины АС - 600/72 с длительно допустимым током , сечением и диаметром провода .

1) Проверку шин на электродинамическое действие тока КЗ не производим так как .

2) Проверку на термическую стойкость не производим, т.к токоведущие части расположены на открытом воздухе.

3) Проверку шин на корону производим по условию:

,

где - начальная критическая напряженность; - напряженность электрического поля у поверхности нерасщеплённого провода.

- коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, для многопроволочных проводов [2 стр. 237].

- радиус провода.

,

где - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз. При горизонтальном расположении фаз , где - расстояние между проводами соседних фаз [4 таблица 4.2.2.].

Проверка:

Таким образом, гибкие шины выбранного сечения коронировать не будут.

Токоведущие части РУСН.

Так как сборные шины не выбираются по экономической плотности тока, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке, равной току наиболее мощного присоединения:

Ток в линиях трансформатора при работе одного трансформатора равен:

.

Для такого тока подойдут гибкие шины 2ЧАС - 500/64 с длительно допустимым током , сечением и диаметром провода .

1) Проверку шин на электродинамическое действие тока КЗ не производим так как ;

2) Проверку на термическую стойкость не производим, так как токоведущие части расположены на открытом воздухе;

3) Проверку шин на корону производим по условию:

, где

- начальная критическая напряженность; - напряженность электрического поля у поверхности нерасщеплённого провода.

- коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, для многопроволочных проводов [2 стр. 234].

- радиус провода.

,

где - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз. При горизонтальном расположении фаз , где - расстояние между проводами соседних фаз [4 таблица 4.2.2.];

Проверка:

Таким образом, гибкие шины выбранного сечения коронировать не будут.

Токоведущие части РУНН.

Так как сборные шины не выбираются по экономической плотности тока, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке, равной току наиболее мощного присоединения.

Ток в линиях трансформаторов и секциях шин . Выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения размером с длительно допустимым током [5 таблица 7.3 стр. 395].

1) Проверяем шины по условию механической прочности :

Примем пролёт между опорными изоляторами , а расстояние между фазами , расположение шин плашмя.

- момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия.

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента:

Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, фарфоровых изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:

- допустимая нагрузка на головку изолятора, где - разрушающая нагрузка на изгиб.

При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз расчетная сила:

Выбираем изолятор ИОР-6-250УЗ

Технические данные изолятора ИОР-6-250УЗ

Расчётные данные	Каталожные параметры И4-80 УХЛ3

Изолятор проходит по всем условиям.

5.4 Выбор измерительных трансформаторов тока и приборов

Выбор ИТТ производится исходя из следующих условий:

1. Номинальное напряжение трансформатора тока должно быть больше либо равно напряжению установки .

2. Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки:

3. По электродинамической стойкости:

4. По термической стойкости трансформатор тока проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

5. Вторичная нагрузка трансформатора тока должна быть не больше чем номинальная нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности:

На РУВН в цепи линий связи выбираем измерительный трансформатор тока ТГФ-330-У1 с техническими характеристиками [3 таблица П5.9. стр. 307]

Технические данные измерительного трансформатора тока ТГФ-330-У1

	Номинальный ток, А	Исполнение по вторичным обмоткам	Ток стойкости, кА	Время термической стойкости	Нагрузка измерительной обмотки
	Первичный	Вторичный
330	1000	5	0,9	150	60	3	30

Трансформаторы тока будут установлены в фазы А, В, С и соединены по схеме полной звезды. Во вторичную цепь трансформаторов тока включены следующие приборы:

Перечень прибор, включенных во вторичную цепь ИТТ.

Прибор	Тип	Нагрузка по фазам,
		А	В	С
Амперметр	Э335	0,5	-	-
Ваттметр	Д335	0,5	-	0,5
Варметр	Д335	0,5	-	0,5
Счетчик энергии	Евро-Альфа ЕА 0,2	0,1	0,1	0,1
Суммарная нагрузка	-	1,6	0,1	1,1

Мощность наиболее загруженной фазы , следовательно, сопротивление приборов:

Сопротивление контактов, при числе приборов более трёх [1 стр. 349]. Для соединения трансформатора тока с приборами используем медный провод сечением 2,5 мм² [1 стр. 348]. Зная сечение проводов, а так же их длину можно определить :

, где

- удельное сопротивление медного провода;

- расчётная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, [1 стр. 348].

Проверка измерительного трансформатора тока ТГФ-330-У1 установленного на линиях связи.

Расчётные данные	Каталожные параметры ТГФ-330-У1

Трансформатор тока проходит по всем условиям, а так же будет работать в необходимом классе точности.

На РУСН вводной ячейки трансформатора выбираем измерительный трансформатор тока ТРГ-110-У1 с техническими характеристиками [3 таблица П5.9. стр. 305]:

Технические данные измерительного трансформатора тока ТРГ-110-У1

	Номинальный ток, А	Исполнение по вторичным обмоткам	Ток стойкости, кА	Время термической стойкости	Нагрузка измерительной обмотки
	Первичный	Вторичный
110	1000	5	0,9	102	40	3	30

Трансформаторы тока будут установлены в фазы А, В, С и соединены по схеме полной звезды. Во вторичную цепь трансформаторов тока включены следующие приборы:

Приборы, установленные в цепи измерительного трансформатора тока со стороны вводной ячейки трансформатора.

Прибор	Тип	Нагрузка по фазам,
		А	В	С
Амперметр	Э335	0,5	-	-
Ваттметр	Д335	0,5	0,5	0,5
Варметр	Д335	0,5	0,5	0,5
Счётчик энергии	Евро-Альфа ЕА 0,2	0,1	0,1	0,1
Суммарная нагрузка	-	1,6	1,1	1,1

Мощность наиболее загруженной фазы , следовательно, сопротивление приборов:

Сопротивление контактов, при числе приборов более трёх [2 стр. 300]. Для соединения трансформатора тока с приборами используем медный провод сечением 2,5 мм² [4 стр. 275]. Зная сечение проводов, а так же их длину можно определить :

, где

- удельное сопротивление медного провода;

- расчётная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, [2 стр. 301].

Определим номинальную допустимую нагрузку для выбранного трансформатора тока:

Проверка измерительного трансформатора тока ТРГ-110-У1 установленного со стороны вводной ячейки трансформатора.

Расчётные данные	Каталожные параметры ТРГ-110-У1

Трансформатор тока проходит по всем условиям, а так же будет работать в необходимом классе точности.

На РУНН выбираем измерительный трансформатор тока ТПОЛ-10 с техническими характеристиками[3 таблица П5.9. стр. 297]

Технические данные измерительного трансформатора тока ТПОЛ-10

	Номинальный ток, А	Исполнение по вторичным обмоткам	Ток стойкости, кА	Время термической стойкости	Нагрузка измерительной обмотки
	Первичный	Вторичный
До 10	2000	5	0,5	66,7	20	3	20

Трансформаторы тока будут установлены в фазы А, В, С и соединены по схеме полной звезды. Во вторичную цепь трансформаторов тока включены следующие приборы:

Приборы, установленные в цепи измерительного трансформатора тока со стороны вводной ячейки трансформатора.

Прибор	Тип	Нагрузка по фазам,
		А	В	С
Амперметр	Э335	0,5	-	-
Ваттметр	Д335	0,5	0,5	0,5
Варметр	Д335	0,5	0,5	0,5
Счётчик энергии	Евро-Альфа ЕА 0,2	0,1	0,1	0,1
Суммарная нагрузка	-	1,6	1,1	1,1

Мощность наиболее загруженной фазы , следовательно, сопротивление приборов:

Сопротивление контактов, при числе приборов более трёх [2 стр. 300]. Для соединения трансформатора тока с приборами используем медный провод сечением 2,5 мм² [4 стр. 275]. Зная сечение проводов, а так же их длину можно определить :

, где

- удельное сопротивление медного провода;

- расчётная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, [2 стр. 301].

Определим номинальную допустимую нагрузку для выбранного трансформатора тока:

Проверка измерительного трансформатора тока ТПОЛ-10 установленного со стороны вводной ячейки трансформатора.

Расчётные данные	Каталожные параметры ТПОЛ-10

Трансформатор тока проходит по всем условиям, а так же будет работать в необходимом классе точности.

5.5 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

На РУВН выбираем три измерительных трансформатора напряжения типа НКФ-330-73У1(Т1) с техническими характеристиками [6 таблица П4.6. стр. 634]:

Технические данные измерительного трансформатора напряжения НКФ-330-73У1(Т1)

Номинальное напряжение обмотки	Номинальная мощность, ВА, в классе точности	Максимальная мощность, ВА
Первичной	Вторичной	Дополнительной	0,2	0,5	1	3
кВ	В	100В	-	400	600	1200	-

Первичные обмотки измерительных трансформаторов напряжения будут соединены в звезду. Во вторичные цепи измерительных трансформаторов напряжения будут установлены следующие приборы:

Приборы, установленные во вторичную цепь ИТН.

Приборы, место установки	Тип	Мощность одной обмотки	Количество обмоток	Число приборов	Суммарная нагрузка, ВА
Сборные шины
Вольтметр	Э335	2	1	1	2
Вольтметр регистрирующий	Н393	10	1	1	10
Частотомер регистрирующий	Н397	7	1	1	7
Фиксатор импульсного действия	ФИП	3	1	1	3
Ячейки ЛЭП
Ваттметр	Д335	1,5	2	4	12
Варметр	Д335	1,5	2	4	12
Счётчик	Евро-Альфа	2	3	4	24
Суммарная нагрузка приборов	70

Проверка трансформатора напряжения производится исходя из следующих условий:

1. Номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора напряжения должно быть не меньше напряжения установки .

2. Нагрузка всех приборов, присоединённых к измерительному трансформатору напряжения должна быть меньше, чем номинальная мощность измерительного трансформатора в выбранном классе точности:

Проверка измерительного трансформатора напряжения НКФ-330-73У1(Т1) установленного на РУВН.

Расчётные параметры	Каталожные параметры НКФ-330-73У1(Т1)

Измерительный трансформатор напряжения проходит по всем условиям, а так же будет работать в необходимом классе точности.

На РУСН выбираем три измерительных трансформатора напряжения типа НКФ-110-57У1 (Т1)с техническими характеристиками [6 таблица П4.6. стр. 634]:

Технические данные измерительного трансформатора напряжения НКФ-110-57У1 (Т1)

Номинальное напряжение обмотки	Номинальная мощность, ВА, в классе точности 0,5	Максимальная мощность, ВА
Первичной	Вторичной	Дополнительной
		100	400	-

Первичные обмотки измерительных трансформаторов напряжения будут соединены в звезду. Во вторичные цепи измерительных трансформаторов напряжения будут установлены следующие приборы:

Приборы, установленные во вторичную цепь ИТН.

Приборы, место установки	Тип	Мощность одной обмотки	Количество обмоток	Число приборов	Суммарная нагрузка, ВА
Сборные шины
Вольтметр	Э335

Страница:

•  1 
•  2 

курсовая работа "Проектирование электрической части узловой подстанции" скачать

Подобные документы

• Проект узловой подстанции 330/35/6

  Выбор числа и мощности силовых трансформаторов и сечений проводов питающих высоковольтных линий. Разработка принципиальной электрической схемы подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Проверка электрических аппаратов и токоведущих частей подстанции.
  
  курсовая работа [498,0 K], добавлен 24.11.2012
  

• Понизительная подстанция

  Тип подстанции и ее нагрузка. Разработка понизительной подстанции. Выбор силовых трансформаторов, расчёт токов короткого замыкания. Составление схем замещения. Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции. Типы релейной защиты.
  
  курсовая работа [3,9 M], добавлен 27.08.2012
  

• Проектирование электрической части узловой подстанции 220/110/10кВ

  Графики нагрузок на шинах подстанции. Технико-экономическое обоснование выбора схемы электрических соединений подстанции и трансформаторов. Обоснование и выбор схем коммутации распределительных устройств. Выбор и анализ режимов работы автотрансформаторов.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 11.03.2016
  

• Проектирование электрической части подстанции

  Обоснование главной схемы электрических соединений подстанции. Выбор трансформаторов собственных нужд. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационной аппаратуры на стороне напряжения 220 кВ. Контрольно-измерительные приборы для цепей схемы.
  
  курсовая работа [605,5 K], добавлен 23.06.2016
  

• Проектирование электрической части подстанции

  Особенности выбора силовых трансформаторов, трансформаторов тока. Расчет мощности, основное предназначение электрической части подстанции. Анализ схемы замещения сети и расчета значений короткого замыкания. Этапы проектирования городской подстанции.
  
  дипломная работа [684,1 K], добавлен 22.05.2012
  

• Проектирование электрической подстанции

  Расчет электрической части подстанции: определение суммарной мощности потребителей, выбор силовых трансформаторов и электрических аппаратов, устройств от перенапряжения и грозозашиты. Вычисление токов короткого замыкания и заземляющего устройства.
  
  контрольная работа [39,6 K], добавлен 26.11.2011
  

• Проектирование подстанции 35/10 кВ

  Проектирование электрической части электростанций и подстанций. Выбор схем электрических соединений. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационной аппаратуры, выключателей, заземляющих разъединителей и трансформаторов на проектируемой подстанции.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 17.02.2013
  

• Проектирование электрической части подстанции 110/35/10 кВ

  Выбор электрических схем распределительных устройств всех напряжений. Выбор схемы питания собственных нужд подстанции. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов: выключателей, разъединителей. Выбор шин и ошиновок на подстанции.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 15.10.2012
  

• Проектирование понижающей подстанции

  Расчет мощности силового трансформатора, капитальных вложений и токов короткого замыкания. Выбор типа распределительного устройства и изоляции. Определение экономической целесообразности схемы. Схема электрических соединений проектируемой подстанции.
  
  курсовая работа [411,6 K], добавлен 12.12.2013
  

• Проектирование электрической части подстанции

  Расчет электрической части подстанции. Выбор средств ограничения токов короткого замыкания, сборных шин и электрических аппаратов. Определение суммарных мощностей, выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Закрытые распределительные устройства.
  
  курсовая работа [237,2 K], добавлен 26.01.2011
  

Другие документы, подобные "Проектирование электрической части узловой подстанции"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам