Размещено на http://allbest.ru

Введение

Производство, передача и потребление электроэнергии представляет собой неразрывный процесс, характерной особенностью которого является совпадение по времени выработки электроэнергии с её потреблением. Поэтому электрические станции, передающие сети и электроприёмники потребителей объединяют в энергетические (электрические) системы, связанные в одно целое общностью режима.

Важнейшими элементами энергетических и электрических систем, объединяющих ряд электростанций с целью лучшего использования их мощности, являются передающие электрические сети, распределительные устройства и подстанции. Передающая электрическая сеть состоит из воздушных или кабельных линий электропередачи, по которым электроэнергия поступает от её источника (электростанций) к потребителю.

Нормальная работа энергетических систем обеспечивается надлежащим качеством изготовления, монтажа и обслуживания используемых электротехнических устройств.

Способность электротехнических устройств выполнять определённые заданные функции, сохраняя свои эксплуатационные показатели в нужных пределах в течение требуемого времени, определяется их надёжностью. Надёжность подразумевает безотказность, долговечность, ремонтопригодность и сохраняемость электротехнических устройств.

Стационарная электроэнергетика железнодорожного узла является крупным потребителем электроэнергии. Электрическая энергия используется во всех подразделениях хозяйства железной дороги:

- для превращения в механическую, тепловую и другие виды энергии;

- для освещения и энергоснабжения устройств сигнализации и связи;

- для технологической обработки металлов и других процессов.

Распределительные сети железнодорожных узлов снабжают электроэнергией не только предприятия железнодорожного транспорта, но и некоторые объекты промышленности, сельского хозяйства, объекты жилищно-коммунального хозяйства.

Важнейшими задачами службы электроснабжения является:

- повышение уровня электрификации, механизации и автоматизации технологических процессов;

- существенный подъём производительности и энерговооруженности труда;

- обеспечение более экономного использования электрической энергии с внедрением новых технологий и усовершенствовании оборудования;

- снижение не производительных потерь;

- внедрение системы учёта и контроля выполнения установленных норм и нормативов;

- достижение такого уровня обслуживания и состояния электрохозяйства, при котором отсутствуют вынужденные простои агрегатов и срывы движения поездов из-за неисправности какого - либо электрооборудования или элемента электросети.

В дипломном проекте рассматривается работа сетевого района станции Оловянная. Предварительный анализ паспортных данных электроустановок и сетей показал, что имеющееся оборудование морально и физически устарело. В связи с продолжающейся реконструкцией южного хода и увеличением нагрузок необходимо произвести замену устаревшего оборудования.

Целью данного дипломного проекта является определение целесообразности введения предполагаемых изменений в работе сетевого района станции Оловянная, в частности модернизация ЗРУ ТП СЦБ.

1. Анализ работы схемы электроснабжения железнодорожного узла станции Оловянная

1.1 Особенности схемы электроснабжения железнодорожного узла станции Оловянная

Сетевой район станции Оловянная получает питание от районной подстанции и является главным источником питания не только для предприятий железнодорожного транспорта, но и для нескольких подстанций обеспечивающих питанием жилого массива. Распределительная сеть станции Оловянная работает на номинальном напряжении 10 кВ. Электроснабжение потребителей осуществляется через трансформаторные подстанции закрытого типа и комплексные трансформаторные подстанции наружной установки.

РЭС Оловянная включает в себя центральное распределительное устройство (ТП СЦБ) с расположенном в нём закрытом распределительном устройстве напряжением 10 кВ, с двумя секциями шин и секционным разъединителем.

ТП СЦБ Оловянная получает питание от районной подстанции Оловянная при помощи воздушной линии выполненной проводом АС 3Ч50 мм2. В РУ-10кВ установлены 12 высоковольтных ячеек. Шины 10кВ разделены на 2 секции, первая секция шин получает питание от РП через ячейку№1 Ввод, от этой секции получают питание линии резервного питания ПЭ-Запад и ПЭ-Восток, понижающий трансформатор ТМ-400/10/0,4, фидер ТЧ, фидер ПТО, фидер Оловянная. Вторая секция шин получает питание посредством двойной трансформации, через понизительный трансформатор ТМ - 400/10/0,4 и повышающий трансформатор ТМ - 250/10/0,4. От этой секции питаются линии АБ-Запад и АБ-Восток.

ТП СЦБ имеет распределительное устройство 0,4кВ закрытого типа. РУ-0,4кВ состоит из четырёх ячеек и получает питание через ячейку №2 в которой установлен рубильник Р, через который получает питание секция шин 0,4кВ. Из ячейки №1 отходит фидер Электрообогрев поста ЭЦ. Из ячейки №3- фидер питания повышающего трансформатора Т2. Из ячейки №4-фидер Освещение ТП, ДГА, фидер Контора РЭС, фидер Обогрев ТП,ДГА.

В составе ЗРУ имеется девять фидерных и один вводный ячееки с масляными выключателями. Семь выключателей марки ВМГ-10-630-20 с приводами ПП-67. Два выключателя марки ВНП- 16 с приводами ППВ. Имеются шесть трансформаторов напряжения НТМИ-10 которые установлены в ячейках (ТН1-10, ТН2-10, АБ-запад, ПЭ-запад, АБ-восток, ПЭ-восток). ТН1-10 и ТН2-10 подключены к разным секциям шин ЗРУ. Дополнительная информация по масляным выключателям установленным в КРУН представлена в таблице 1.1.

Структурная схема отходящих фидеров показана на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Сетевой район станции Оловянная

Таблица 1.1 - Выключатели установленные в ЗРУ

Наименование ячейки	Марка выключателя	Марка привода	Год установки
1	2	3	4
Фидер «ПЭ-запад»	ВМГ-10-630	ПП-67	1980
Фидер «ПЭ-восток»	ВМГ-10-630	ПП-67	1980
Ввод	ВМГ-10-630	ПП-67	1980
Фидер ПТО	ВНП-16	ПР-2	1981
Фидер Оловянная	ВМГ-10-630	ПП-67	1980
Фидер ТЧ	ВМГ-10-630	ПП-67	1980
Фидер «АБ-запад»	ВМГ-10-630	ПП-67	1980
Фидер «АБ-восток»	ВМГ-10-630	ПП-67	1980
Т-1	ВНП-16	ПР-2	1981
Т-2	ВНП-16	ПР-2	1981

Сигнальные точки автоблокировки (АБ) и посты диспетчерской централизации (ЭЦ) обеспечиваются питанием от основной (АБ) и резервной линии через отдельные линейные трансформаторы. В качестве резервной линии используется линия продольного электроснабжения (ПЭ).

Энергоснабжение линии автоблокировки осуществляется со второй секции шин ТП СЦБ, посредством двойной трансформации, через понизительный трансформатор собственных нужд ТМ - 400/10/0,4 и повышающий трансформатор ТМ - 250/0,4/10. В аварийном режиме, при отключении энергосистемой основного источника питания, предусмотрена возможность питания линии (АБ) и (ПЭ) от передвижной электростанции (ЭВД-066). При помощи трансформатора 1600/6/10 осуществляется преобразование генерируемого напряжения электростанции 6 кВ в напряжение ТП СЦБ 10 кВ.

Фидер «ПТО» питает КТПНс «ф.ПТО».

КТПНс «ф.ПТО» запитана отпаем от фидера ПТО. Линия выполнена кабелем ААБ 3Ч50мм² длиной 250 м. Установлен понижающий трансформатор ТМ-400/10/0,4

Фидер «ТЧ» питает ТП «ТЧ».

ТП «ТЧ» является тупиковой понизительной подстанцией закрытого типа, построена и введена в эксплуатацию в 1981 году. Основным источником питания служит фидер «ТЧ» с ТП СЦБ Оловянная выполненный ВЛ АС 3Ч50 мм2. На ТП «ТЧ» установлены два силовых трансформатора ТМ-250/10/0,4.

Фидер «Оловянная» питает КТПНс «ф.Оловянная».

КТПНс «ф.Оловянная» запитана отпаем от фидера Оловянная. Линия выполнена проводом АС 3Ч50 мм2 протяжённостью 50 м и кабелем ААБ 3Ч50мм2 длинной 70 м. Установлен понижающий трансформатор ТМ-250/10/0,4.

Фидер «ПЭ- восток» питает КТП «Пост ЭЦ».

КТП «Пост ЭЦ» запитана отпаем от фидера ПЭ- восток. Линия выполнена кабелем ААБ 3Ч50мм2 длиной 150 м. Установлен понижающий трансформатор ТМ-63/10/0,4.

Дополнительная информация по ТП, КТП и КТПНс, в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - ТП, КТП и КТПНс подключенные к фидерам

Оперативное наименование ТП, КТП,КТПНс	Марка трансформатора	Коммутационный аппарат со стороны 10 кВ
	Т - 1	Т - 2
			ввод №1	ввод №2
Фидер «ПТО»
КТПНс «ф.ПТО»	ТМ-400	-	ВМГ-10-630	-
Фидер «ТЧ»
ТП «ТЧ»	ТМ 250	ТМ 250	РЛНД - 10/200	-
Фидер «Оловянная»
КТПНс «ф.Оловянная»	ТМ-250	-	РЛНД - 10/200	-
Фидер «ПЭ- восток»
КТП «Пост ЭЦ»	ТМ-63	-	РЛНД - 10/200	-

1.2 Анализ электропотребителей по категорийности

Электроприёмники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Для электроприёмников второй категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Электроприёмники третей категории - все остальные электроприёмники, не подпадающие под определения первой и второй категорий.

Классификация потребителей РЭС станции Оловянная по надежности электроснабжения приводится в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Электроприёмники первой, второй и третей категории

Наименование ТП, КТП, КТПНс	Наличие электроприёмника
	первой категории	второй категории	третьей категории
Фидер «ПТО»
КТПНс ПТО	+	-	-
Фидер «ТЧ»
КТПНс Оловянная	+	-	-
Фидер «Оловянная»
ТП ТЧ	+	-	-
Фидер «ПЭ- восток»
-	+	-	-
Фидер АБ - запад
-	+	-	-
Фидер АБ - восток
-	+	-	-
Фидер ПЭ - запад
-	-	+	-

На основании анализа потребления электроэнергии за последние три года и результата разборов отказов технических средств, выявлено, что в результате увеличения присоединяемых мощностей к электрическим сетям дистанции сложилась неудовлетворительная ситуация в части обеспечения безопасности движения поездов, надежного электроснабжения устройств СЦБ и связи, потребителей ж.д.транспорта и других нетяговых потребителей. Согласно перспективного плана развития станции Оловянная ожидаемое увеличение нагрузки за счет освещения станций выполненного на жестких поперечинах составит (150 кВт).

С учетом характеристик действующих устройств, длительной эксплуатации износа линейного оборудования, электрооборудования ТП СЦБ, в частности МВ и их приводов, возникает вопрос об обеспечении требуемой надежности электроснабжения устройств СЦБ и связи.

Среди действующих КТП многие построены более 25 лет назад. Требуется замена устаревшего коммутационного оборудования.С учетом длительности эксплуатации (более 25 лет).

На участке сложилась неудовлетворительная ситуация в работе устройств релейной защиты в плане обеспечения селективной работы.

При отключении отходящих фидеров на ТП СЦБ Оловянная происходит одновременное отключение вводов и фидера ЖД на РП. По характеристикам эксплуатируемые участком устройства РЗ, с применяемым типом реле РТВ, РТМ прямого действия, должны применятся для малозначемых линий, согласно методических рекомендаций по устройствам и линиям электроснабжения автоблокировки применение реле прямого действия должно выполнятся при расчетных уставках реле более 5 А, при уставках менее 5 А должны применятся реле косвенного действия типа РТ-40, так как регулировка уставок менее 5 А на реле прямого действия не возможна. В настоящее время на фидере ЖД РП сетей выставлена выдержка по времени 1 сек на РП Оловянная.

Согласно методических рекомендаций с целью обеспечения селективного действия защиты МТЗ с предохранителями ПКН трансформаторов ОМ питающих устройства СЦБ. Защиту фидеров СЦБ и ПЭ необходимо выполнять с выдержкой времени не менее 0,5 сек. Соответственно по ступени селективности на Вводе в ТП СЦБ - 1 сек. На питающем вводе ЖД РП сетей - 1,5 сек.

2. Проверка на соответствие пропускной способности мощности проводников передаваемым проводникам

Проверка на соответствие мощности и сечений проводников по пропускной способности преследует цель определить величину мощности для каждой ТП и величину тока, допустимую для данного сечения провода или кабеля при заданных условиях, выполнить проверку и сравнить с допустимыми значениями согласно ПУЭ. Этот расчет необходим, чтобы предупредить опасный перегрев токоведущих жил проводов и кабелей, обеспечить требуемую надежность электроснабжения.

Мощность со стороны 0,4кВ , кВА, находим по формуле

,(2.1)

где - нагрузка со стороны 0,4 кВ, А (значение взято из таблицы 2.1);

- номинальное напряжение, кВ,

для КТПНс «ПТО»

кВА.

Установленная мощность трансформатора должна превышать имеющую расчетную мощность. По формуле (2.2) проверим, выполняется ли это условие

;(2.2)

(условие выполняется).

Подставим в формулы (2.1-2.2) числовые значения для каждой ТП

для ТП-ТЧ

кВА;

(для 2-х трансформаторов);

для КТПНс «Оловянная»

кВА;

.

Расчет для остальных ТП проводим аналогично, и результаты расчетов сведем таблицу (2.1).

По формуле (2.3) найдем коэффициент загрузки трансформатора

;(2.3)

для КТПНс «ПТО»

;

для ТП-ТЧ

.

Для других ТП результат сведем в таблицу 3.1

Проверку на сечения проводов и кабеля ,А произведем по формуле

;(2.4)

По формуле (3.5) проверим, выполняется ли условие

,(2.5)

где - допустимый ток, А.

В формулы (2.4),(2.5) подставим числовые значения

для КТПНс «ПТО»

А;

(для ААБ-3х50).

для ТП-ТЧ

А;

(для ААБ-3х50).

Для других ТП результаты сведем в таблицу 2.1

Таблица 2.1 - Результаты расчетов

№№ п/п	Потребитель	Sуст ТП, (кВА)	Sрасч, (кВА)	Нагрузка со стороны 0,4кВ	Кз
1	КТПНс «ф. ПТО»	400	200,74	305	0,50
2	ТП «ТЧ»	2х250	69,11	105	0,14
3	КТПНс «ф. Оловянная»	250	235,63	358	0,94
4	КТП «Пост ЭЦ»	63	53,91	82	0,80

По результатам приведенных расчетов, можно сделать следующие выводы:

- где коэффициент загрузки не превышает 0,5, в работе может находиться один трансформатор (КТПНс «ф. ПТО», ТП «ТЧ»)

- где коэффициент загрузки равен в пределах от 0,5, то необходимо рассмотреть сезонный характер работы (КТП «Пост ЭЦ», КТПНс «ф. Оловянная»).

3. Расчет потерь напряжения для существующей схемы электроснабжения сетевого района

3.1 Расчет потерь напряжения в линиях напряжением 10 кВ

Найдём потерю напряжения в высоковольтной сети в линиях напряжением 10 кВ ТП СЦБ.

Рассмотрим расчетные схемы, представленные на рисунке 3.1.

а)

б)

в)

г)

д)

е)

ж)

Рисунок 3.1 - Расчетные схемы к расчету потерь напряжения в линиях 10 кВ

На основании 3, найдём активные и реактивные сопротивления проводов и кабелей, занесем их в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Активные и реактивные сопротивления проводов и кабелей

Марка провода или кабеля	,Ом/км	,Ом/км
ААБ-50	0,620	0,090
ААБ-70	0,443	0,086
АС-50	0,392	0,235
АС-70	0,430	0,382
АС-35	0,790	0,403

Составляем по расчетным схемам схемы замещения, которые представлены на рисунке 3.2

а)

б)

в)

г)

д)

е)

ж)

Рисунок 3.2 - Схемы замещения к расчету потерь напряжения в линиях 10 кВ

Приведем схемы замещения к видам, представленному на рисунке 3.3.

а)

б)

в)

г)

д)

е)

ж)

Рисунок 3.3 - Приведенные схемы замещения к расчету потерь напряжения в линиях 10 кВ

Сопротивления элементов схемы замещения Ом, находим по выражению

=+j,(3.1)

где - удельное активное сопротивление линии, Ом/км;

- удельное реактивное сопротивление линии, Ом/км;

- длина линии, км.

Выполним расчет для элемента схемы замещения подставив числовые значения в формулу (3.1)

Ом;

Для остальных элементов расчет аналогичен результаты сведем в таблицу3.2.

Таблица 3.2 - Сопротивления элементов для линий 10 кВ

Номер элемента	Сопротивление элемента, Ом
1	2
	0,043+j0,006
	0,033+j0,020
	0,155+j0,023
	0,093+j0,014
	0,093+j0,014
	0,212+j0,127
	0,388+j0,233
	6,742+j4,042
	0,423+j0,254
	6,223+j3,731
	1,194+j0,716
	2,868+1,463
	12,952+j6,607
	4,467+j2,279
	8,603+j4,389
	0,569+j0,290

Принимая коэффициент мощности 0,85 для бытовых потребителей и 0,8 для производственных.

К производственным потребителям относятся:

- КТПНС - ф. Оловянная;

- КТПНС - ф. ПТО;

- ТП - ТЧ;

- КТП - пост ЭЦ;

- ОМ - переезд;

- КТПо- освещение восточной горловины;

- КТП- мост восток;

- КТП- мост запад;

- КТП- освещение станции;

- ОМ 1,25/10 Оп №64;

- ОМ 1,25/10 Оп №261;

- ОМ 1,25/10 Оп №219;

- ОМ 1,25/10 Оп №18;

- КТП СЦБ;

Мощности в узлах нагрузки ,кВА, найдем по выражению

(3.2)

Согласно из выражению (3.2) найдем мощность в узле ,кВА

Для схемы «а» мощности в узлах нагрузки найдём подставив в выражение (2.2) числовые значения:

кВА;

Расчет остальных узлов мощности аналогичен, результаты сведем в таблицу 3.3.

Таблица 3.3 - Мощность в узлах для линий 10 кВ

Узел нагрузки	Мощность в узлах расчетных схем, кВА
	«а»	«б»	«в»	-
	286,4+ j214,8	240+j180	84+j63	-
	«г»	«д»	«е»	«ж»
	198,4+ j148,8	20,4+ j12,6	21,54+ j13,4	16,4+j10,1
	58,8+ j38,7	17,0+ j10,54	19,64+ j12,5	15,3+ j8,9
	82,3+ j50,8	90,3+ j56,0	-	85,6+j64,22

Зная мощности в узлах нагрузки, найдем мощности на участках сети по выражениям (3.3 -3.4)

=+j;(3.3)

=+; (3.4)

Для схемы «а» мощности на участках сети найдём, по выражениям

Остальные расчеты аналогичные результаты сведем в таблицу 3.4

Таблица 3.4 - Распределение мощности по участкам сети для линий

Узел нагрузки	Мощность в узлах расчетных схем, кВА
	«а»	«б»	«в»	-
1	2	3	4	5
	286,4+214,8	240+j180	84+j63	-
-	«г»	«д»	«е»	«ж»
	339,5+ j238,3	127,7+ j79,2	43,1+ j26,7	117,3+ j83,2
	141,1+ j89,5	107,3+ j66,5	21,5+ j13,4	100,9+ j73,1
	82,3+ j50,8	90,3+ j56,0	-	85,6+ j64,2

Находим потерю напряжения в сети,В, по выражению

(3.5)

для схемы «а»

для схемы «б»

для схемы «в»

для схемы «г»

для схемы «д»

для схемы «е»

для схемы «ж»

Результаты расчётов приведены в таблице 3.5

Таблица 3.5 - Потери напряжения в линиях 10 кВ сетевого района

№/ п/п	Обозначение расчетной схемы	, В	, %
		точка сети	точка сети
1	2	3	4	5	6
1	«а»	B	2,74	B	0,027
2	«б»	B	4,10	B	0,041
3	«в»	B	0,87	B	0,009
4	«г»	B	10,30	B	0,103
		B	17,90	B	0,179
		B	93,90	B	0,939
5	«д»	B	74,13	B	0,741
		B	165,70	B	1,657
		B	180,5	B	1,805
6	«е»	B	16,3	B	0,163
		B	53,0	B	0,530
7	«ж»	B	71,3	B	0,713
		B	190,2	B	1,902
		B	196,9	B	1,969

По результатам проведенных расчетов потерь напряжения в линиях сетевого района, можно сделать следующие выводы:

- наибольшие потери напряжения в линиях напряжением 10 кВ от шин РУ- 10 кВ ТП СЦБ станции Оловянная составляют 4,584 % (поз № 7, таблица 3.5.).

4. Характеристика основного оборудования сетевого района и оценка целесообразности его замены

Характеристика основного оборудования сетевого района станции Оловянная приведена в таблице 4.1. В этой таблице приведены данные по масляным трансформаторам, установленным на понизительных подстанциях потребителей сетевого района, высоковольтным выключателям распределительных устройств.

Остаточный ресурс основного оборудования по отношению к нормативному сроку эксплуатации находим по выражению, %

,(4.1)

где - остаточный ресурс эксплуатации оборудования, %;

- нормативный срок эксплуатации оборудования (по паспорту), для трансформаторов не менее 25 лет, для выключателей не менее 20 лет;

- время эксплуатации оборудования, лет.

Таблица 4.1 - Характеристика основного оборудования сетевого района

№/№ п/п	Наименование устройства	Тип оборудования	Кол-во	Год Установ-ки	Тэкс, лет	Тпасп, лет	Рост, %
1	2	3	4	5	6	7	8
станция Оловянная
1	КТП Пост ЭЦ	ТМ-63	1	2002	8	25	68
2	КТПНс ПТО	ТМ-400	1	1981	29	25	-16
3	КТПНс Оловянная	ТМ-250	1	1981	29	25	-16
4	ТП ТЧ	ТМ-250	1	1981	29	25	-16
5	Фидер «ПЭ-запад»	ВМГ-10-630	1	1980	30	20	-50
6	Фидер «ПЭ-восток»	ВМГ-10-630	1	1980	30	20	-50
7	Ввод	ВМГ-10-630	1	1980	30	20	-50
8	Резерв	ВНП-16	1	1981	29	20	-45
9	Резерв	ВНП-16	1	1981	29	20	-45
10	Фидер «АБ-запад»	ВМГ-10-630	1	1980	30	20	-50
11	Фидер «АБ-восток»	ВМГ-10-630	1	1980	30	20	-50
12	Т-1	ВНП-16	1	1981	29	20	-45
13	Т-2	ВНП-16	1	1981	29	20	-45
14	Фидер ТЧ	ВМГ-10-630	1	1980	30	20	-50
15	Фидер ПТО	ВНП-16	1	1981	30	20	-45
16	Фидер Оловянная	ВМГ-10-630	1	1981	29	20	-45

Анализируя данные полученные в таблице 4.1, можно оценить целесообразность замены основного оборудования. Целесообразно заменять то оборудование, остаточный ресурс которого, меньше или равен пяти годам. Если выражать в процентах, то для трансформаторов это 20 %, а для выключателей 25%.

Делаем вывод, замены в самое ближайшее время требует следующее оборудование сетевого района:

1 понижающие трансформаторы:

ТМ-63 - 1 шт. (поз. № 1);

ТМ-400 - 1 шт. (поз. № 2);

ТМ-250 - 1 шт. (поз. № 3,№ 4);

2 высоковольтные выключатели :

ВМГ-10 - 1 шт. (поз. № 5,№ 6,№ 7,№ 10,№ 11,№14,№16);

ВНП-16 - 1 шт. (поз. № 8, № 9,№ 12,№ 13, № 15);

ВНП-16 - 1 шт. (поз. № 8, № 9,№ 12,№ 13, № 15).

5. Расчет рабочих токов и токов короткого замыкания в распределительной сети

5.1 Расчет токов короткого замыкания

Согласно [5], выбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих элементов по электродинамической и термической устойчивости производится по току трёхфазного короткого замыкания, а для выбора и проверки на чувствительность релейных защит, необходимо знать ток двухфазного короткого замыкания. Поэтому в проекте производим расчёт токов короткого замыкания.

Для чего на основании схемы внешнего электроснабжения сетевого района и схемы главных электрических соединений района электроснабжения составляем структурную расчётную схему, а по ней схему замещения модернизированного сетевого района.

Расчёт токов короткого замыкания, для основного питания потребителей сетевого района будем производить аналитически (в именованных единицах), рассмотрим максимальный и минимальный режим системы. На основании 10, найдём сопротивления всех элементов схем замещения (рисунок 5.2), по выражениям:

;(5.1)

;(5.2)

.(5.3)

Подставим числовые значения в формулы (5.1 - 5.3)

Ом;

Ом;

Ом.

Сопротивления остальных линий находим по выражению (5.3), согласно структурной схеме представленной на (рисунке 5.1). Результаты расчета сводим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Сопротивление линий схемы замещения

Номер линии	Сопротивления линии, Ом
1	1,107
2	2,279
3	4,389
4	0,290
5	0,212
6	6,223
7	1,194
8	0,024
9	0,014
10	0,026
11	0,423
12	6,223
13	1,194
14	1,451
15	6,607

Рисунок 5.1 - Структурная схема для расчёта токов КЗ, для основного питания потребителей



Рисунок 5.2 - Схема замещения к расчёту токов КЗ для основного питания потребителей сетевого района.

Произведём расчёт токов короткого замыкания (КЗ) для точки в максимальном режиме системы, для других точек КЗ расчёт аналогичный, результаты расчёта сведём в таблицу 5.2.

Находим результирующее сопротивление,Ом до точки КЗ, по выражению:

;(5.4)

Ом.

Находим ток трёхфазного К3 ,кА, по выражению

;(5.5)

 кА.

Принимая ударный коэффициент = 1,72, находим ударный ток , кА, по выражению:

,(5.6)

кА.

Находим действующее значение тока К3 , по выражению:

,(5.7)

кА.

Находим мощность К3, по выражению:

,(5.8)

мВА.

Находим ток двухфазного К3 , по выражению:

,(5.9)

кА.

Результаты расчёта приведены в таблице 5.2

Таблица 5.2 - Результаты расчётов токов КЗ для схем основного потребителя сетевого района, в максимальном режиме системы

Пара метры точки КЗ	, кВ	, Ом	, кА	, кА	, кА	, мВА	, кА
1	2	3	4	5	6	7	8
	10,5	1,613	3,758	9,139	5,363	68,345	3,255
	10,5	3,850	1,575	3,830	2,248	28,645	1,360
	10,5	8,281	0,732	1,780	1,045	13,313	0,634
	10,5	8,571	0,707	1,719	1,009	12,858	0,613
	10,5	1,825	3,322	8,079	4,740	60,417	2,878
	10,5	8,048	0,753	1,831	1,075	13,695	0,652
	10,5	9,242	0,656	1,595	0,936	11,931	0,568
	10,5	1,635	3,708	9,017	5,291	67,437	3,211
	10,5	1,627	3,727	9,064	5,318	67,783	3,228
	10,5	1,639	3,698	8,994	5,277	67,256	3,909
	10,5	2,036	2,977	7,240	4,248	54,143	2,578
	10,5	8,259	0,734	1,785	1,047	13,349	0,636
	10,5	9,453	0,641	1,559	0,915	11,658	0,555
	10,5	3,064	1,979	4,813	2,824	35,992	1,714
	10,5	9,671	0,627	1,525	0,895	11,403	0,543

5.2 Расчёт максимальных рабочих токов основных присоединений

При выборе оборудования для подстанций необходимо произвести проверку основного оборудования и токоведущих частей по максимально допустимому току. Для ЗРУ ТП СЦБ расчёты максимальных рабочих токов приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.3 - Расчёт максимальных рабочих токов для ЗРУ ТП СЦБ

Наименование присоединения	Расчётная формула	Расчёт
1	2	3
ЗРУ ТП СЦБ
Сборные шины ЗРУ ТП СЦБ
Фидер «Ввод»
Фидер «ПТО»
Фидер «ТЧ»
Фидер «Оловянная»
Фидер «АБ - запад»
Фидер «АБ - восток»
Фидер «ПЭ - запад»
Фидер «ПЭ - восток»

Расчётные параметры:

- коэффициент распределения нагрузки на шинах подстанции, равный 0,5 - 0,7 (0,5 - при числе присоединений пять и более; 0,7 - при меньшем числе присоединений);

- коэффициент перспективы развития потребителей, равный 1,3;

- максимальная полная мощность на шинах подстанции;

- номинальное напряжение потребителя.

Для проверки электрических аппаратов на термическую стойкость, необходимо определить значения теплового импульса возникающего при прохождении тока КЗ по аппарату.

Так как точки К3 питаются от системы неограниченной мощности, тепловой импульс находим по выражению,

,(5.10)

где - тепловой импульс, ;

- ток трёхфазного КЗ в максимальном режиме системы, кА;

- время протекания тока К3 (), сек;

- время срабатывания основной защиты, сек;

- полное время отключения выключателя, принимаем 0,15, сек;

- постоянная времени цепи К3, принимаем равной 0,05, сек.

Найдём тепловой импульс для точки К3, по выражению (5.10) для остальных точек, расчёт аналогичный, результаты сведём в таблицу 5.4.

.

Таблица 5.4 - Результаты расчёта теплового импульса

№/ п/п	Место Определения	, кА	, сек	, сек	, кАсек	№ точки КЗ
1	Сборные шины ЗРУ ТП СЦБ	3,758	1,1	1,25	18,359
2	Фидер «ПТО»	3,708	0,6	0,75	11,298
3	Фидер «ТЧ»	3,727	0,6	0,75	11,112
4	Фидер «Оловянная»	3,698	0,6	0,75	10,940
5	Фидер «АБ - запад»	1,979	0,6	0,75	3,133
6	Фидер «АБ - восток»	1,575	0,6	0,75	1,985
7	Фидер «ПЭ - запад»	2,977	0,6	0,75	7,090
8	Фидер «ПЭ -	3,322	0,6	0,75	8,829

6. Выбор высоковольтного оборудования для модернизации ТП

6.1 Выбор сборных жёстких шин

В закрытых РУ сборные шины выполняют жёсткими алюминиевыми шинами.

Проверка жёстких шин выполняется на термическую стойкость. Следует учесть, что при расположении шин прямоугольного сечения плашмя значения допустимых длительных токов , приведённые в справочной литературе, должны быть уменьшены на 5% для шин с шириной полос до 60 мм и на 8% для шин с шириной полос более 60 мм

,(6.1)

,

где - выбранное сечение, мм²;

- минимально допустимое сечение токоведущей части по условию её термической стойкости, мм²;

- тепловой импульс тока КЗ соответствующей характерной точки подстанции, кА²·с.

,(6.2)

.

где - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, =0,05 с

по длительно допустимому току

,(6.3)

где - длительно допустимый ток для выбранного сечения, А;

- максимальный рабочий ток шин.

Электродинамическая стойкость шин, укреплённых на опорных изоляторах, проверяется по механическому напряжению, возникающему в них при КЗ, , МПа

;(6.4)

.(6.5)

где - расстояние между соседними опорными изоляторами, м;

а - расстояние между осями шин соседних фаз, м;

- ударный ток трёхфазного КЗ, кА;

W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, м³;

Момент сопротивления однополосных прямоугольных шин при расположении на ребро

,(6.6)

при расположении плашмя

,(6.7)

где b и h - толщина и ширина шины, м;

- допустимое механическое напряжение в материале сборных шин [6, с. 50]

Проведя расчёты по выше перечисленным формулам, выбираем шины прямоугольного сечения 50Ч5 мм, марки АДО.

6.2 Выбор опорных изоляторов

Жёсткие шины распределительных устройств крепят на опорных изоляторах. Опорные изоляторы выбирают по конструкции в зависимости от места установки:

по номинальному напряжению

,(6.8)

где - номинальное напряжение изолятора, кВ;

- рабочее напряжение РУ, кВ.

- по допускаемой нагрузке

,(6.9)

где F - сила, действующая на изолятор при КЗ, Н;

- разрушающая нагрузка на изгиб изолятора по каталогу, Н.

,(6.10)

Проведя расчёты по выше перечисленным формулам, выбираем опорные изоляторы марки ОФ - 10 - 750кр.

6.3 Выбор высоковольтных выключателей

Согласно 4 разделу дипломного проекта, из-за истечения паспортного срока службы, замене в самое ближайшее время подлежат высоковольтные выключатели фидеров: ПЭ- Восток, АБ- Восток, ТЧ, ПТО, Оловянная, ПЭ- Запад, АБ- Запад .

Согласно ПУЭ, при выборе выключателей его паспортные параметры сравниваются с расчётными условиями работы.

Методику выбора и паспортные характеристики выключателей принимаем из [3].

В существующем ЗРУ-10 кB на выводах фидеров нагрузки установлены высоковольтные выключатели ВМГ - 10 - 630 - 20 У2, ВНП-16.

Выберем вакуумный выключатель серии ВВ/TEL и проведём его проверку для фидера ПТО, проектируемого РУ-10 кВ, проверка и выбор остальных выключателей аналогичен, результаты проверки и выбора выключателей сведём в таблицу.

Паспортные данные выключателя сравниваем с расчётными условиями работы, по условиям

;(6.11)

;(6.12)

где - напряжение установки и номинальное напряжение выключателя;

- максимальный рабочий ток для фидера, номинальный ток выключателя;

Подставляем числовые значения в формулы 6.11 и 6.12

10 кВ 10 кВ;

62,7 А<630 А.

Проверяем выключатель на электродинамическую стойкость, по условиям:

;(6.13)

;(6.14)

;(6.15)

где -номинальный ток отключения К3 выключателя, и расчётный ток трёхфазного К3 в точке ;

- действующее значение ударного тока;

- максимальный сквозной ток К3, для выключателя и ударный ток К3 в точке

Подставляем числовые значения в формулы 6.13 - 6.15

12,5 кА 3,708 кА;

12,5 кА 5,291 кА;

32 кА 9,017 кА.

Проверяем выключатель на отключающую способность.

Найдём минимальное время от начала К3 до момента расхождения контактов выключателя, по выражению:

,(6.16)

сек.

где - минимальное время от начала К3 до момента расхождения контактов выключателя и собственное время отключения выключателя.

Для выключателей серии ВВ/TEL величина - нормирована.

Находим относительное содержание апериодической составляющей для выключателя, по выражению:

,(6.17)

кА.

где - нормирование относительное значение апериодической составляющей в отключаемом токе, для выключателя.

Находим относительное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе, по выражению:

,(6.18)

кА.

Проверяем выключатель на отключающую способность,по условию:

,(6.19)

7,071, кА 3,181 кА.

Проверяем выключатель по термической стойкости при протекании токов К3.

Найдём время термической стойкости выключателя, по выражению:

,(6.20)

сек.

где - время термической стойкости выключателя;

- время действия основной защиты;

- полное время отключения выключателя (по паспорту);

- постоянная времени цепи К3

Проверим выключатель по термической стойкости при протекании токов К3, по условию:

,(6.21)

105,469, 11,298 .

Проведя расчёт по выше указанным формулам выбираем выключатели марки ВВ/TEL производства ООО «Таврида - Электрик».

Основными достоинствами данного выключателя являются: высокий механический ресурс; малое потребление электроэнергии по цепям включения и отключения; малые габариты и вес; возможность управления как по цепям оперативного постоянного, как и оперативного переменного токов; отсутствие необходимости ремонтов в течение всего срока службы.

Окончательно к установке принимаем вакуумный выключатель ВВ/TEL-10-12,5/1000 УХЛ4.

Таблица 6.1 - Технические характеристики выключателей серии ВВ/TEL-10-12,5/1000 УХЛ4 и ВВ/TEL-10-20/1000 УХЛ4

1	BB/TEL-10-12,5/1000 УХЛ4	BB/TEL-10-20/1000 УХЛ4
Номинальное напряжение, кВ	10	10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	12	12
Номинальный ток, А	630,1000	630,1000
Номинальный ток отключения, кА	12,5	20
Ток динамической стойкости, наибольший пик, кА	32	51
Нормированное процентное содержание апериодической составляющей, % не более	40	40
Время отключения полное, мс не более	25	25
Время отключения собственное, мс не более	15	15
Ресурс по коммутационной стойкости при отключении номинального тока, операций	50000	50000
Ресурс по механической стойкости, операций	50000	50000
Номинальное напряжение электромагнитов управления, В	220	220
Срок службы до списания, лет	25	25
Наибольший ток электромагнитов управления при номинальном напряжении, А	10	10
Масса, кг - исполнение с межполюсным расстоянием 200 мм	35	35
- исполнение с межполюсным расстоянием 250 мм	37	37

Проверка и выбор остальных выключателей аналогичен, произведём проверку и выбор, результаты сведём в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 - Выбор и проверка выключателей, для проектируемого РУ-10 кВ

№ п/п	Наименование присоединения	Тип выключателя	Тип привода			Условия проверки
1	Фидер ПЭ- восток	BB/TEL-10- -12,5/1000УХЛ4	ЭМ-220-10	10=10	630>59,3	12,5 > 2,82	12,5 > 4,03	32 > 8,41	7,1 > 2,42	105,4 > 8,829
2	Фидер АБ- восток	BB/TEL-10- -12,5/1000УХЛ4	ЭМ-220-10	10=10	630>21	12,5> 2,82	12,5 > 4,03	32 > 8,41	7,1 > 2,42	105,4 > 1,985
3	Фидер ПТО	BB/TEL-10--12,5/1000УХЛ4	ЭМ-220-10	10=10	630>62	12,5 > 2,55	12,5 > 4,01	32 > 7,6	7,1 > 2,19	105,4 > 11,298
4	Фидер Оловянная	BB/TEL-10--12,5/1000УХЛ4	ЭМ-220-10	10=10	630>18	12,5 > 2,81	12,5 > 4,03	32 > 8,37	7,1 > 2,41	105,4 > 10,940
5	Фидер ТЧ	BB/TEL-10--12,5/1000УХЛ4	ЭМ-220-10	10=10	630>45	12,5> 2,82	12,5 > 4,03	32 > 8,41	7,1 > 2,42	105,4 > 11,112
6	Фидер ПЭ- запад	BB/TEL-10- -20/1000УХЛ4	ЭМ-220-10	10=10	1000>36,7	20 > 4,34	20 > 8,83	51 > 10,55	11,3 > 3,72	470 > 7,090

6.4 Выбор разъединителей

Разъединители выбираются так же как выключатели, только не проверяются по отключающей способности.

Так как все устройства фидеров: трансформаторы тока, высоковольтные выключатели, разъединители в РУ-10 кВ устанавливаются в камерах КCO, то разъединители выбираем внутренней установки.

В существующем РУ-10 кB на выводах фидеров нагрузки установлены РЛНД - 10/200.

Выберем разъединитель серии РВЗ-10/400-1 для фидера ПТО, проектируемого РУ-10 кВ, проверка и выбор остальных разъединителей аналогичен, результаты проверки и выбора разъединителей сведём в таблицу 6.3.

В таблице 6.3 приняты следующие условные обозначения:

где,-напряжение установки и номинальное напряжение разъединителя;

,- максимальный рабочий ток для фидера, номинальный ток разъединителя;

,-амплитудное значение допустимого предельного сквозного тока разъединителя, амплитудное значение ударного тока КЗ;

,- действующее значение допустимого предельного сквозного тока разъединителя, действующее значение трёхфазного тока КЗ;

- номинальный ток термической устойчивости разъединителя;

- время термической устойчивости разъединителя;

-тепловой импульс в месте КЗ.

Таблица 6.3 - Выбор разъеденителей, для РУ-10 кВ

№ п/п	Наим присоед	Тип разъедин			Условия проверки
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Фидер ПЭ- восток	РВЗ-10/400-1	10=10	400>59,3	50>8,079	29>3,322	1000>8,829
2	Фидер АБ- восток	РВЗ-10/400-1	10=10	400>21,7	50>3,830	29>1,575	1000>1,985
3	Фидер ПТО	РВЗ-10/400-1	10=10	400>62,7	50>9,017	29>3,708	1000>11,298
4	Фидер Оловянная	РВЗ-10/400-1	10=10	400>18,6	50>8,994	29>3,698	1000>10,940
5	Фидер ТЧ	РВЗ-10/400-1	10=10	400>45,6	50>9,064	29>3,727	1000>11,112
6	Фидер ПЭ- Запад	РВЗ-10/1000-1	10=10	1000>36,7	50>7,240	29>2,977	1000>7,090
7	Фидер АБ- запад	РВЗ-10/400-1	10=10	400>18,8	50>4,813	29>1,979	1000>3,133

6.5 Выбор измерительных трансформаторов тока

Выбор трансформаторов тока производится по конструктивному выполнению и месту установки (наружная или внутренняя), по номинальному напряжению и току согласно условиям:

;(6.22)

.(6.23)

Класс точности трансформатора тока должен соответствовать его назначению.Трансформаторы тока,предназначенные для присоединения счётчиков коммерческого учёта должны соответствовать классу точности 0,5 (класс точности счётчиков 2,0). Для технического учёта устанавливают трансформаторы тока класса 1, (Р) или 10 для присоединения релейной защиты.

Также трансформаторы тока проверяют по нагрузке вторичных цепей

,(6.24)

где - номинальная допустимая нагрузка проверяемой обмотки ТА в выбранном классе точности по каталогу, Ом;

- вторичная нагрузка, присоединённая к проверяемой обмотке ТА по расчёту, Ом.

Выбор трансформаторов тока приведён в таблице 6.4

Таблица 6.4 - Выбор трансформаторов тока ТП СЦБ

Место установки	Марка трансформатора тока
Ячейка «Ввод №1»	ТПОЛ - 10 - 0,5/Р - 300/5
Ячейка «ф. Оловянная»	ТПОЛ - 10 - 0,5/Р - 25/5
Ячейка «ф. ПТО»	ТПОЛ - 10 - 0,5/Р - 75/5
Ячейка «ф. ТЧ»	ТПОЛ - 10 - 0,5/Р - 50/5
Ячейка «ф. АБ - восток»	ТПОЛ - 10 - 0,5/Р - 30/5
Ячейка «ф. АБ - запад»	ТПОЛ - 10 - 0,5/Р - 30/5
Ячейка «ф. ПЭ - восток»	ТПОЛ - 10 - 0,5/Р - 75/5
Ячейка «ф. ПЭ - запад»	ТПОЛ - 10 - 0,5/Р - 50/5

6.6 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Выбор трансформаторов напряжения производится по конструкции и схеме соединения обмоток, которая должна соответствовать назначению трансформатора. При необходимости обеспечить контроль изоляции электроустановки применяют трёхобмоточные трансформаторы.

по номинальному напряжению

,(6.25)

по нагрузке вторичной цепи

(6.26)

где - номинальная мощность трансформатора в выбранном классе точности, В·А;

- мощность потребляемая всеми приборами и реле, присоединёнными к вторичной обмотке трансформатора напряжения, В·А.

Необходимый класс точности трансформатора напряжения зависит от его назначения и выбирается по тем же соображениям, что и трансформаторы тока.

Проведя расчёт по выше указанным формулам и методике выбираем трансформаторы напряжения марки НТАМИ-10-95 УХЛ2 с коэффициентом трансформации К_ТН=10000/100, и классом точности 0,5.

6.7 Выбор конструкции комплектного распределительного устройства (КРУ)

Находящиеся в эксплуатации в составе КРУ масляные выключатели, измерительные трансформаторы тока и напряжения морально и физически устарели настолько, что срочно требуется их замена или необходимы существенные затраты на поддержание их в работоспособном состоянии. В нашем случае необходима их замена т. к. требуется добавление ячеек. Помещение ЗРУ по своим размерам позволяет установить большее количество ячеек при условии демонтажа существующих. На основании этого рассмотрим несколько вариантов подходящих по размерам ячеек.

В качестве подходящих КРУ могут быть следующие:

- КРУ - КМ - 1Ф;

- КРУ - К - 104;

- КСО - 298;

- КРУ/TEL.

- КСО-Э1”Аврора”

КРУ - КМ - 1Ф. Это ячейки внутренней установки, одностороннего обслуживания шкафа, комплектующихся выключателями ВК - 10 или ВКЭ - 10, ширина шкафа 750 мм. Изготавливаются Запорожским заводом высоковольтной аппаратуры (ЗЗВА) и АО «Люберецкий электромеханический завод». Это КРУ содержит в себе элемент выкатного типа и по этой причине не подходит для замены.

КРУ - К - 104. Это ячейки внутренней установки, одностороннего обслуживания шкафа, комплектующихся выключателями ВК - 10 или ВКЭ - 10, ширина шкафа 750 мм. Изготавливаются Московским заводом «Электрощит». Это КРУ тоже содержит в себе элемент выкатного типа и по этой причине не подходит для замены.

КРУ/TEL. Это ячейки внутренней установки, одностороннего обслуживания шкафа, комплектующихся выключателем ВВ/TEL, ширина шкафа от 510 до 850 мм. Изготавливаются СОО «Предприятие «Таврида - Электрик», Украина. Это КРУ не подходит для замены т. к. изготавливается за пределами Российской Федерации и поэтому имеют сравнительно большую стоимость.

КСО-Э1”Аврора”.Камеры сборные одностороннего обслуживания, используются для замены морально и физически устаревших КСО 200-ых и 300-ых серий. При этом меньшие габариты, ширина шкафа от 300 до 750мм, высокая надёжность, высокое качество базовых металлоконструкций и порошково-полимерная окраска камер”Аврора ”,позволяют существенно повысить мощность подстанции без увеличения имеющейся строительной части. Но высокая стоимость КСО-Э1”Аврора ”,не позволяет перейти на повсеместное их использование.

КСО - 298. Камеры сборные одностороннего обслуживания серии КСО - 298 были разработаны в 1998 г. ООО «НПФ Техэнергокомплекс» и предназначены для использования взамен камер серий КСО - 272, КСО - 285, 2УМЗ. Камеры имеют меньшие габариты, что позволяет их использовать для модернизации и расширения (увеличению количества фидеров) на уже существующих площадях РУ. Это ячейки внутренней установки, комплектующихся выключателем ВВ/TEL, ширина шкафа 750 мм. Изготавливаются ОАО «МЭЛ». Данные ячейки подходят для замены.

Результаты выбора КРУ приведены в таблице 6.5.

Таблица 6.5 - Ячейки КРУ для модернизации ЗРУ ТП СЦБ

Место установки	Номенклатурное обозначение ячейки	Кол-во
1	2	3
Ячейка «Ввод»	1 ВВ - 600	1
Ячейка «ф. Оловянная»	1 ВВ - 400	1
Ячейка «ф. ПТО»	1 ВВ - 400	1
Ячейка «ф. ТЧ»	1 ВВ - 400	1
Ячейка «ф. АБ - восток»	1 ВВ - 400	1
Ячейка «ф. АБ - запад»	1 ВВ - 400	1
Ячейка «ф. ПЭ - восток»	1 ВВ - 400	1
Ячейка «ф. ПЭ - запад»	1 ВВ - 400	1
Ячейка «СВ»	8 ВВ - 400	1
Ячейка «СР»	24 - 400	1
Ячейка «ТН - АБ - запад»	16 - 400	1
Ячейка «ТН - АБ - восток»	16 - 400	1
Ячейка «ТН - 1 - 10»	15 - 400	1
Ячейка «ТН - 2 - 10»	15 - 400	1
Ячейка «Т - 1»	11 - 400	1
Ячейка «Т - 2»	11 - 400	1

7. Определение уставок срабатывания максимальной токовой защиты (МТЗ) и токовой отсечки (ТО)

Для защиты воздушных и кабельных линий сетевого района, фидеров районной нагрузки, шин распределительных устройств от токов короткого замыкания, для модернизированной схемы применим гибкую аппаратно - программную архитектуру БМРЗ (блок микропроцессорный релейной защиты). Во время работы блок осуществляет автоматическую самодиагностику и выдает сигнал при обнаружении неисправности. Память блока, после снятия питающего напряжения, обеспечивает хранение уставок и конфигурации защит в течение всего срока службы. Хранение параметров девяти последних аварийных событий, информации об общем количестве, а также о времени пусков и срабатываний защит, количестве отключений выключателя и циклов АПВ обеспечивается, без питания, в течение 200 часов. Функции защиты БМРЗ:

- трехступенчатая МТЗ от между фазных повреждений с контролем тока в трех фазах, с комбинированным пуском по напряжению, с переключением программ по дискретному сигналу. Первая и вторая ступени с независимыми, а третья - с независимой или зависимой времятоковыми характеристиками. Возможность выбора одной из двух зависимых времятоковых характеристик. Автоматический ввод ускорения МТЗ при включении выключателя;

- одноступенчатая защита от однофазного замыкания на землю (ОЗЗ) - с комбинированным пуском по напряжению, с переключением программ по дискретному сигналу;

- защита от не симметрии и от обрыва фазы питающего фидера - с контролем тока обратной последовательности и действием на отключение и сигнализацию;

- ЛЗШ реализует функцию ЛЗШ датчика.

7.1 Расчет уставок защиты МТЗ

МТЗ приходит в действие при возрастании тока до определенного значения в защищаемой линии в случае КЗ или перегрузки; при этом время срабатывания МТЗ одно и тоже независимо от величины тока ненормального режима. Это время определяется уставкой реле времени. На ЦРП установлена МТЗ в двухфазном исполнении.

Ток срабатывания МТЗ _. должен быть больше наибольшего тока нагрузки , протекающего по линии при наиболее тяжелом режиме ее работы (подключение новой нагрузки при нарушении нормальной работы сети, самозапуск асинхронных двигателей при восстановлении напряжения), А

,(7.1)

где - коэффициент запаса, , [9, с. 64];

-коэффициент самозапуска асинхронных двигателей после восстановления напряжения сети, понизившегося при к. з., , [6. с. 336];

- коэффициент возврата реле максимального тока и напряжения, для электронных реле, , [6, с. 317];

- максимальный рабочий ток линии при нормальном режиме работы, А, принимается по таблицам 5,3.

Ток уставки срабатывания реле МТЗ, , А

,(7.2)

где - коэффициент трансформации трансформатора тока;

-коэффициент схемы, учитывающий, соотношение тока реле и вторичного тока трансформатора тока к которому подключено реле, для схем соединения трансформаторов тока в неполную звезду, .

Ток срабатывания защиты, определенный по условию отстройки от наибольшей нагрузки, необходимо проверить по условию чувствительности защиты. Чувствительность защиты, , оценивается коэффициентом чувствительности, представляющим отношение наименьшего тока двухфазного тока короткого замыкания в конце зоны защиты к току срабатывания защиты

.(7.3)

где - минимальный ток двухфазного к. з. в конце защищаемой линии.

Для защиты основной линии , для резервируемой - .

Наименьший ток двухфазного короткого замыкания на данном ответвлении принимается равным току двухфазного короткого замыкания на той трансформаторной подстанции, где он наименьший.

Подставляя числовые данные в формулы (7.1), (7.2) и (7.3) рассчитаем МТЗ. В качестве примера расчёта приведём фидер «ПТО»

;

;

.

Максимальная токовая защита, установленная на фидере «ПТО» ТП СЦБ, проходит по чувствительности.

Аналогично рассчитываем уставки МТЗ для остальных фидеров.

Результаты расчетов по представлены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 - Расчет уставок срабатывания МТЗ

Наименование присоединения	Максим рабочий ток, А	Ток срабатывания защиты, А	Ток уставки срабатывания реле, А	Минимальный ток двухфазного короткого замыкания, А	Коэффиц чувствительности
1	2	3	4	5	6
Фидер «Ввод»	244,7	717,86	12,0	3255,0	4,53
Фидер «ПТО»	62,7	183,94	12,3	3211,0	12,03
Фидер «ТЧ»	45,6	133,77	8,9	3228,0	24,13
Фидер «Оловянная»	18,6	54,56	10,9	3909,0	71,65
Фидер «АБ - запад»	18,8	55,15	9,2	1714,0	31,08
Фидер «АБ - восток»	21,7	63,66	10,6	1360,0	21,36
Фидер «ПЭ - запад»	36,7	102,67	10,8	2578,0	25,11
Фидер «ПЭ - восток»	59,3	173,97	4,0	2878,0	16,54

Максимальная токовая защита, установленная на всех фидерах ТП СЦБ проходит по коэффициенту чувствительности.

7.2 Расчет уставок ТО

ТО - это максимальная токовая защита с ограниченной зоной действия. Она предназначена для быстрого отключения короткого замыкания. Токовую отсечку применяют в двухфазном исполнении.

Избирательность действия токовой отсечки обеспечивают выбором соответствующего тока срабатывания защиты I_с.з. в зависимости от тока короткого замыкания в конце защищаемой линии. Чтобы ТО не реагировала на короткое замыкание на шинах приемной трансформаторной подстанции, ток срабатывания токовой отсечки принимается больше тока короткого замыкания на шинах приемной подстанции. Это называется отстройкой токовой отсечки от токов короткого замыкания на шинах приемной подстанции.

Ток срабатывания защиты, А

,(7.4)

где - наибольший расчетный ток трехфазного короткого замыкания, от которого отстраивают ТО, то есть ток короткого замыкания на шинах трансформаторной подстанции в конце линии.

Расчетный ток короткого замыкания определяется при максимальном режиме работы распределительной сети. Наибольший расчетный ток трехфазного короткого замыкания определяется по таблице 5.2.

Ток уставки срабатывания реле ТО

.(7.5)

Коэффициент чувствительности токовой отсечки определяется по формуле

,(7.6)

где - ток двухфазного короткого замыкания в начале защищаемой линии при минимальном режиме работы.

Подставляя числовые данные в формулы (7.4), (7.5) и (7.6) рассчитаем ТО. В качестве примера расчёта приведём фидер «ПТО»

;

Токовая отсечка, установленная на фидере «ПТО» ТП СЦБ не проходит по чувствительности. По результатам расчётов делаем вывод, что необходимо вводить ТО с блокировкой по напряжению.

Аналогично рассчитываем уставки ТО для остальных фидеров. Результаты расчетов представлены в таблице 7.2.

Таблица 7.2 - Расчет уставок срабатывания токовой отсечки

Наименование присоединения	Максим ток к. з., А	Ток срабатывания защиты, А	Ток уставки срабатывания реле, А	Минимальный ток двухфазного короткого замыкания, А	Коэфф чувств
1	2	3	4	5	6
Фидер «Ввод»	3758,0	4321,7	288,11	3255,0	0,753
Фидер «ПТО»	3708,0	4264,2	284,28	3211,0	0,753
Фидер «ТЧ»	3727,0	4286,1	285,74	3228,0	0,753
Фидер «Оловянная»	3698,0	4252,7	283,51	3909,0	0,919
Фидер «АБ - запад»	1979,0	2275,9	151,67	1714,0	0,753
Фидер «АБ - восток»	1575,0	1811,3	120,75	1360,0	0,750
Фидер «ПЭ - запад»	2977,0	3423,6	228,24	2578,0	0,753
Фидер «ПЭ - восток»	3322,0	3820,3	254,69	2878,0	0,753

8. Экономическое обоснование выбора варианта оборудования для ЗРУ ТП СЦБ станции Оловянная

8.1 Определение стоимости работ по модернизации ЗРУ ТП СЦБ станции Оловянная

Определение затрат на работы по модернизации для двух вариантов приведено ниже. Стоимость работ на демонтаж оборудования принята в размере 60% стоимости монтажных работ.

Основной для определения абсолютной и удельной стоимости спроектированной системы электроснабжения является спецификация электротехнического оборудования. Спецификацию оборудования составляем по единой Форме 1, результаты представлены в таблице 8.1.

Таблица 8.1 - Спецификация оборудования Форма 1

№ п/п	Наименование оборудования	Ед. изм.	Кол.
1	2	3	4
Первый вариант
1	Ячейка фидерная, марка КСО - 298, номенклатурное обозначение 1ВВ - 600	шт.	1
2	Ячейка фидерная, марка КСО - 298, номенклатурное обозначение 1ВВ - 400	шт.	7
3	Ячейка секционного выключателя, марка КСО - 298, номенклатурное обозначение 8ВВ - 400	шт.	1
4	Ячейка секционного разъединителя, марка КСО - 298, номенклатурное обозначение 24 - 400	шт.	1
5	Ячейка трансформатора напряжения, марка КСО - 298, номенклатурное обозначение 13 - 400 НАМИ	шт.	4
6	Ячейка с ВВ/TEL марка КСО - 298, номенклатурное обозначение 11 - 400	шт.	2
Второй вариант
1	Ячейка вводная, марка КСО-Э1”Аврора”, номенклатурное обозначение 0196	шт.	1
2	Ячейка фидерная спаренная, марка КСО-Э1”Аврора”,номенклатурное обозначение 0011	шт.	1
3	Ячейка фидерная, марка КСО-Э1”Аврора”, номенклатурное обозначение 001(10)	шт.	2
4	Ячейка фидерная, марка КСО-Э1”Аврора”, номенклатурное обозначение 00(10)1	шт.	2
5	Ячейка секционного выключателя, марка КСО-Э1”Аврора”,номенклатурное обозначение 0096	шт.	1
6	Ячейка секционного разъединителя, марка КСО-Э1”Аврора”,номенклатурное обозначение 0079	шт.	1
7	Ячейка ВВ/TEL, марка КСО-Э1”Аврора”,номенклатурное обозначение 0025	шт.	2

На основании этой спецификации составляем сводный сметно-финансовый расчет.

Сметную стоимость составляем по единой Форме 2, результаты представлены в таблице 8.2.

Общая сумма капитальных затрат , тыс.руб, на модернизацию сетевого района определяем по формуле

,(8.1)

где - стоимость оборудования и устройств необходимых для модернизации, тыс. руб.;

- затраты на монтаж оборудования, принимаемые равными 8-10% от стоимости оборудования, тыс.руб.;

- стоимость работ по демонтажу оборудования, тыс. руб.;

- транспортные расходы, принимаемые 1,2% от стоимости оборудования, тыс.руб.;

- накладные расходы, тыс.руб.

Накладные расходы учитывают дополнительные затраты на организацию строительных и монтажных работ по реконструкции сетевого района. Они устанавливаются в процентах от основной сметной стоимости строительных, монтажных и демонтажных работ в размере 31,6%. Накладные расходы определяем по формуле

.(8.2)

Таблица 8.2 - Сметная стоимость оборудования и монтажных работ Форма 2

Наименов оборудован	Ед. измерения	Количество	Сметная стоимость, тыс. руб.
			Оборуд	работ	Оборуд	работ	Трудозатра ты, чел/ч
				Монтаж	Демонтажа		Монтаж	Демон
			на единицу	всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Первый вариант
Ячейка фидерная, марка КСО - 298, номенклатурнообозначение 1ВВ - 600	шт.	1	1849,2	147,941	88,764	1849,26	147,941	88,764	42
Ячейка фидерная, марка КСО - 298, номенклатурнобозначение 1ВВ - 400	шт.	7	1793,7	143,502	86,101	12556,46	1004,51	602,70	36
Ячейка секционного выключателя, марка КСО - 298, номенклатурное обозначение 8ВВ - 400	шт.	1	2068,3	165,467	99,280	2068,34	165,467	99,280	10
Ячейка секционного разъединителя,марка КСО - 298, номенклатурное обозначение 24 - 400	шт.	1	418,57	33,486	20,091	418,57	33,486	20,091	16
Первый вариант
Ячейка трансформатора напряжения,марка КСО -298,номенклатурное обозначение 13 - 400 НТАМИ	шт.	4	1089,24	87,139	52,284	4357,0	348,56	209,14	16
Ячейка с ВВ/TEL марка КСО -298,номенклатурное обозначение 11 - 400	шт.	2	698,36	55,868	33,521	1396,7	111,74	67,042	36
ИТОГО						22646,33	1811,708	1087,024
ИТОГО с учётом районного коэффициента, равного 1,2						27175,60	2174,050	1304,429
Второй вариант
Ячейка вводная, марка КСО-Э1”Аврора”,номенклатурное обозначение 0196	шт.	1	3090,87	247,270	148,362	3090,870	247,270	148,362	42
Ячейка фидерная спаренная, марка КСО-Э1”Аврора”, номенклатурное обозначение 0011	шт.	1	4040,63	323,250	193,950	4040,63	323,250	193,950	18
Ячейка фидерная, марка КСО-Э1”Аврора”, номенклатурное обозначение 001(10)	шт.	3	2126,65	170,132

Подобные документы

• Модернизация серийной электростанции ПАЭС 2500 с установкой турбодетандера

  Рассмотрение установки турбодетандера, выработанная электроэнергия которого рассматривается в виде источника питания собственных нужд. Расчет системы электроснабжения, выбор проводников. Разработка модернизации электросхемы распределительного устройства.
  
  курсовая работа [1,7 M], добавлен 07.06.2015
  

• Выбор типа трансформаторной подстанции и распределительного устройства

  Анализ электрических нагрузок. Выбор числа и мощности компенсирующих устройств, схемы электроснабжения, числа и мощности трансформаторов, типа трансформаторной подстанции и распределительного устройства. Расчет экономического сечения питающей линии.
  
  дипломная работа [962,5 K], добавлен 19.06.2015
  

• Проектирование электрической части станции типа ТЭЦ

  Баланс активных мощностей станции и структурная схема. Выбор силовых трансформаторов и линий электропередачи, коммутационных аппаратов, трансформаторов тока и напряжения, схем электрических соединений распределительного устройства электростанции.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 28.05.2016
  

• Сравнительный анализ конструкций распределительного устройства высокого напряжения на газомазутной ГРЭС (8К-300)

  Расчет конденсационной электрической станции. Выбор основного и вспомогательного оборудования, типа и конструкции синхронных генераторов, силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Разработка генерального плана распределительного устройства.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 02.06.2015
  

• Разработка элементов электрической части конденсационной электростанции

  Выбор структурной схемы и принципиальной схемы распределительного устройства. Расчет токов короткого замыкания. Выбор и проверка коммутационных аппаратов, измерительных трансформаторов тока и напряжения, комплектных токопроводов генераторного напряжения.
  
  курсовая работа [642,4 K], добавлен 21.06.2014
  

• Проектирование электростанции

  Проектирование схемы электрической станции типа ТЭЦ с одним высшим напряжением. Выбор структурной схемы проектируемой станции, нужного оборудования. Определение токов короткого замыкания. Разработка схемы электрических соединений электростанции.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 22.07.2014
  

• Расчёт схемы электроснабжения предприятия

  Выбор схемы питания системы электроснабжения предприятия. Рекомендации по определению электрических нагрузок. Выбор числа, мощности и места расположения трансформаторов, сечений проводов и жил кабелей, выключателей и распределительного устройства.
  
  реферат [191,0 K], добавлен 15.12.2013
  

• Расчет судовой электростанции электрических сетей и систем потребителей

  Порядок расчета судовой электрической сети аналитическим методом. Выбор количества и единичной мощности генераторных агрегатов. Расчет Фидера от генератора до распределительного щита. Расчет силовой и осветительной систем. Схема судовой электростанции.
  
  курсовая работа [590,4 K], добавлен 27.12.2012
  

• Проектирование электрической части ТЭЦ 120 МВт

  Особенности проектирования электрической части ТЭЦ и подбор основного оборудования. Разработка главной электрической схемы станции, конструкции распределительного устройства. Выбор схемы выдачи мощности в систему с минимальными потерями энергии.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 24.12.2011
  

• Электрическая часть ТЭЦ-400 мВт

  Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой электростанции, их технико-экономическое сравнение. Расчет токов короткого замыкания. Выбор способа синхронизации. Описание конструкций распределительного устройства. Расчет заземляющего устройства.
  
  дипломная работа [2,5 M], добавлен 09.06.2011
  

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