Реконструкция электрооборудования районной понизительной подстанции Верховье

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Развитие производства, аграрных и комплексов приводит необходимости реконструкции строительству новых сетей, к увеличению их способности и высоких требований надежности электроснабжения. существующем электроснабжении имеются недостатки. многих случаях электроснабжения низкая, качество электроэнергии соответствует требованиям документов.

Необходимость развития и электрических сетей районах страны :

- необходимостью устранения недостатков электроснабжения в данный времени;

- необходимостью электроснабжения вновь потребителей, в уже имеющих ;

- расширением зоны электроснабжения и новых сельскохозяйственных .

Темой ВКР проектирование реконструкции 110/35/10 кВ. Подстанция «» находится в более сорока , оборудование выработало срок службы.

линии также в аварийном . При обрыве , короткие замыкания отключаются не фидера, а выключателем секции , в результате электроснабжения остается число потребителей. происходит по отказа выключателей. ПС питается потребителей, перебои электроснабжении которых к значительному ущербу. Также ПС «Верховье» подключение новых . По этим необходимо произвести подстанции. трансформатор нагрузка мощность подстанция



1. характеристика проектирования

Подстанция «» по своему является районной . Питание подстанции по двум линиям напряжением 110 , тем самым требуемая надежность .

Величина тока замыкания на 110 кВ в максимума энергосистемы 3,8 кА, в минимума 2,6 кА.

метеорологическим данным расчетам район условий принят гололеду 2 (расчетная стенки гололедного 10 мм), по 1 (расчетная скорость 22 м/сек).

толщина стенки 15 мм;

Расчетный напор ветра высоте до 15 ,даН/м²:

- 40;

- при гололеде 10.

глубина промерзания по площадке - 165 см.

Грунтовые по площадке встречены на 0,7-1 м.

Район по пляске 1 (с редкой проводов).

Температура , ⁰С:

- максимальная +35;

- минимальная -50;

- +1,4;

- средняя наиболее пятидневки -33.

Число часов в 20-40.



2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНОЙ ПОДСТАНЦИИ

Нагрузки ВЛ 10 кВ 35 кВ приведены 2.1.

Таблица 2.1 - Расчет по ВЛ 10 и 35 кВ

	Sр, МВА	, МВт	Qр,
ВЛ 35 кВ
	1,01	0,859	0,532
Моисеевская	1,01	0,859	0,532
Осковинское	1,01	0,859	0,532
	1,01	0,859	0,532
ВЛ 10 кВ
	1,004	0,763	0,653
Фоминка	0,302	0,230	0,196
РМЗ	4,413	3,354	2,868
	2,1	1,596	1,365
Филатово	3,394	2,579	2,206
Скулинская	0,804	0,611	0,523
	0,45	0,342	0,293
АБЗ	4,413	3,354	2,868
Вахонькино	2,100	1,596	1,365
	4,04	3,434	2,128
Шотово	18,98	14,425	12,337
Амосово	23,02	17,859	14,465

2.1 суточного графика нагрузок и расчетной мощности

Суточный график подстанции по электрических сетей на рисунке 2.1.



2.1 - Суточный график подстанции

2.2 Построение графика изменения подстанции

Годовой показывает длительность электроустановки в года с нагрузками. Построение графика продолжительности производится на суточного графика. оси ординат нагрузки в масштабе, по абсцисс - часы от 0 до 8760.

2.2 - Годовой график по продолжительности

	Интервал времени, .
	0 - 2555	2555 - 4015	4015 - 8760
P, МВт	15,62	14,72	13,28
, МВ•А	19,53	18,05	16,27



2.3 основных показателей графика нагрузок

нагрузку определим данным годового :

, МВА , (2.1)

где - полная потребляемая за год, •Ач, по формуле:

_год = S_i , МВт·ч , (2.2)

S_i -мощность -й ступени , кВА;

- продолжительность i- ступени графика, .

По формуле (2.8) :

W _год = 19,53•2555+18,05•(4015-2555)+16,27•(8760-4015)=201655,2 ч.

Средняя по формуле (2.7):

.

Коэффициент заполнения определим по :

; (2.3)

.

Время использования активной нагрузки год определим формуле:



ч, (2.4)

W_a,год - энергия активной за год, ч:

W _.год = P_i , МВт·ч , (2.5)

P_i - активная i-й графика, кВт;

- продолжительность i- ступени графика, .

По формулам (2.10), (2.11) :

W _а. = 15,62•2555+14,72•(4015-2555)+13,28•(8760-4015)= 124399,79 МВтч;

.

Наибольшее время в году максимальной нагрузкой по формуле:

=(0,124+ T_max,a10000)²8760, ч; (2.6)

=(0,124+ 7964,1310000)²8760 = 7421,13 ч.



3. Выбор трансформаторов

При расчетной мощности учитываются мощности собственных нужд (), которые присоединяются сборным шинам , а также перспективы роста на 5-10 лет (К10=1,25). Расчетную мощность определим по :

S_расч.п/=( S_расч+S_сн)_, МВА, (3.1)

S_расч - расчетная нагрузки подстанции, А;

S_сн - ТСН, МВ.

Мощность собственных подстанции S_сн=41,2 .

Полная расчётная подстанции будет

S_расч.п/=(23,02+0,0412)1,25=28,8 МВ•А.

двухтрансформаторной подстанции = 0,7

, МВА; (3.2)

А.

Для трансформаторной подстанции 110/35/10 рассмотрим два трёхфазных трех трансформаторов 2хТДТН - 25000/110/35/10 и 2хТДТН - 40000/110/35/10.

трансформаторов в режиме:

; (3.3)



;

.

Условие (3.3) .

Проверяем перегрузочную трансформаторов в режиме по :

; (3.4)

;

.

Условие (3.4) выполняется.

-экономический расчёт .

Суммарные издержки трансформаторы равны:

= Е ·К_н.. + И_п.тр + _,рем,ам, ., (3.5)

Где Е - коэффициент, учитывающий капитальных вложений;

_.тр. - затраты приобретение трансформатора;

_.тр - стоимость , идущей на в трансформаторе;

_,рем,ам- на ремонт, и амортизацию.

, ., (3.6)



Где Ц_тр- трансформатора

I - цен оборудования (=1);

д_т = 0,095 - коэффициент, учитывающий заготовительные расходы, с приобретением ;

д_с = 0,13 - коэффициент учитывающий на строительные ;

д_м = 0,15- коэффициент учитывающий на монтаж отладку оборудования.

_.тр1 = 6000·2·(1+0,095+0,13+0,15) = 16500 тыс. .;

К_н.тр1 = 8000·2·(1+0,095+0,13+0,15) = 22000 . руб.

Стоимость в трансформаторе:

, ., (3.7)

Где С₀ - 1кВт·ч электроэнергии, = 3,3 руб/кВт·;

Т_г - годовое часов работы , Т_г = 8760;

ДР_хх - потери хода;

ДР_кз- потери замыкания;

ф_п - время потерь.

руб;

.

Затраты на ремонт и :

, руб., (3.8)



где амортизационных отчислений;

- обслуживания оборудования;

- ремонта оборудования.

_{.рем.ам.1} = (0,035+0,029+0,01)·16500 = 1221 . руб.;

И_{обсл..ам.2} = (0,035+0,029+0,01)·8250 = 1628 тыс. .;

З₁ = 0,25· 16500 + 921,5+ 1221 = 6267,5 тыс. .;

З₂ = 0,25· 22000 + 913,6+ 1628 = 8041,6 тыс. .

Так как в первом меньше, принимаем установке трансформаторы: 2 -25000/110/35/10.



4. РАСЧЕТ ТОКОВ ЗАМЫКАНИЯ

Расчет с целью и проверки уставок релейной , а так проверки стойкости .

Введем ряд не вносящих погрешностей в :

1. Все элементы линейны ;

2. Учет осуществляется приближенно ;

3. элементы схемы за исключением короткого замакыния ;

4. учитываются токи трансформаторов.

Погрешность при данных составляет не 2ч5 %.

Принципиальная однолинейная приведена на 4.1. Схема замещения на рисунке 4.2

4.1 - Принципиальная однолинейная



Рисунок 4.2 - Схема для расчета КЗ

Токи замакыния по ОАО "МРСК -Запада" "Вологдаэнерго" максимальном и режимах на 110 кВ ПС: =2,6 кА, I_КЗmax=3,8

Мощность короткого :

, МВА, (4.1)

I_кзВН - ток замакыния на высокого напряжения.

·А.

МВ·.

Параметры системы:



, Ом, (4.2)

U_cp- среднее системы, кВ;

- трёхфазного КЗ , МВ·А

;

Ом;

Ом;

.

ЭДС системы:

= U_ср , кВ; (4.3)

_.СН = 37 _.кВ;

_.НН = 10,5 _.кВ.

силовых трансформаторов:

сопротивление трансформатора:

, ; (4.4)

, Ом; (4.5)

, Ом. (4.6)



сопротивление трансформатора к стороне 35

Ом;

Ом.

сопротивление трансформатора к стороне 10

Ом;

Ом

воздушной линии:

= r₀ • l, ; (4.7)

X_ВЛ = x₀ • , Ом; (4.8)

Расчёт КЗ выполняется напряжения той , к которой сопротивления схемы.

, , (4.9)

где - полное эквивалентное сопротивление источника питания расчётной точки , Ом.

Установившееся тока при КЗ определяется значению тока КЗ:



, кА. (4.10)

ток:

кА, (4.11)

к_уд - ударный .

Расчёт токов производим без подпитки со нагрузки.

Расчет КЗ сведен таблицу 4.1.

Таблица 4.1 - токов КЗ

	I(3)КЗmax,	I(3)КЗmin,	I(2)КЗ,	Та	куд	, кА
ВЛ 35
Кудринская	0,31	0,28	0,24	0,0036	1,06	0,46
ВЛ 10
Дор	0,66	0,66	0,57	0,0023	1,01	0,95
Фоминка	0,54	0,54	0,46	0,0022	1,01	0,77
	0,91	0,90	0,78	0,0026	1,02	1,31
Зерноток	0,72	0,71	0,62	0,0024	1,01	1,02
Филатово	1,24	1,23	1,06	0,0029	1,03	1,80
	0,65	0,64	0,56	0,0023	1,01	0,92
Архипово	0,52	0,52	0,45	0,0022	1,01	0,75
АБЗ	0,84	0,84	0,73	0,0034	1,05	1,25
	0,49	0,48	0,42	0,0022	1,01	0,69
Родина	0,91	0,90	0,78	0,0026	1,02	1,31
Шотово	0,72	0,71	0,62	0,0024	1,01	1,02
	1,24	1,23	1,06	0,0029	1,03	1,80
Шины 35 кВ	1,02	0,72	0,62	0,0692	1,86	2,69
10 кВ	5,62	5,32	4,61	0,0692	1,86	14,78

5. ВЫБОР -ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ

5.1 выключателей и

Выбираются выключатели значению протекаемого и напряжения, исполнению, роду , нормальным условиям и отключающим .

Выбор выключателей :

1) По номинальному :

U_НОМ ? U_НОМ. , В. (5.1)

2) по протекающему току:

I_HOM ? I_{РАБ.МАХ} , . (5.2)

3) по отключающей .

Проверяется возможность выключателем периодической тока короткого :

электродинамическую стойкость выполняется проверка по предельному сквозному току замакыния:

? I_{пр. .};i_{пр. скв} =_. >i_уд., кА, (5.6)

I_{пр. скв} -- значение предельного сквозного тока замакыния;

-- начальное периодической составляющей короткого замакыния цепи выключателя.

термическую стойкость проверяется по импульсу:

I²_{терм. .}t_{терм.норм.} ? , (5.7)

где I²_{терм. .} -- предельный ток стойкости;

t_{терм. .} -- нормативная продолжительность предельного тока стойкости.

Вк=(⁽³⁾_к.мах)²(+Т_а), (5.8)

где = 0,02 с -- апериодическая тока короткого ;

t_откл -- справочная .

t_откл = t_р..осн + t_в., с, (5.9)

где _.з.осн -- действия основной защиты;

t_в.- полное время выключателя.

Выбор производим по значению тока напряжения.

, А; (5.10)

.

Используем колонковые с наполнением LTB 145 D1/В, производства фирмы .

Рассчитаем ток на 35 кВ:

А.

выключатели с камерой ВБЭТ-35 -25/630, производства завода «» г. Саратов.

выключателей и на стороне сведены в 5.1.

Таблица 5.1 - Параметры , установленной на 35 кВ

Условия	Расчетные данные	оборудования
		Выключатели -35 III-25/630	Разъединители -35/630Т1
UномUсети	=35 кВ	Uном =35	Uном =35 кВ
Iраб.мах	.мах =66,7А	Iном =630	Iном =630 А
Iкз	Iкз =1,02	Iоткл =25 кА	--
.сквiуд	=2,69 кА	iпр. =62,5 кА	iпр. =80 кА
I2t	Вк =24 кА2с	=1875 кА2с	I2t =1200

Определим рабочий на стороне напряжения 10 кВ:

.

Применим выключатели вакуумной камерой /tel-10-31,5/1250-У3, компании «ТавридаЭлектрик». устанавливаются в ячейки К-59, завода «Самарский »

5.2 Выбор ограничителей

Для работы сетях с заземленной нейтралью, целью ограничения , к нейтрали подключают ограничители , располагаемые вблизи оборудования. Условия ограничителей:



, В. (5.11)

Производим ОПН:

EXLIM--108:

U_{ном. опн}=84 .

U_ост.г. =260 кВ при =10 кА.

U_{ост.. опн}=216 кВ I_г=1000 кА.

-H37N:

U_ном. =37 кВ.

U_{ост.. опн}=113,6 кВ I_г=10 кА.

_{.к. опн}=94,8 при I_г=1000 .

POLIM-H11N:

U_{ном. опн}=11 кВ.

U_{ост.г. опн}=30,7 при I_г=10 .

U_ост.к. =25,7 кВ при =1000 А.



6. ВЫБОР ТОКА И

6.1 Выбор трансформаторов

Условия выбора тока:

U_ном ?, В; (6.1)

I_ном ?_.max, А; (6.2)

?i_уд , А; (6.3)

·t ?В_к , ; (6.4)

S_нагр ? S_ном , . (6.5)

Параметры трансформаторов на стороне 110 приведены в 6.1.

Таблица 6.1 - Параметры тока установленных стороне 110 кВ

выбора	Расчетные	TG145n
Uном	Uсети =110 кВ	=110 кВ
Iном.мах	Iраб. =152 А	Iном =200А
iуд	iуд =8	iдин=80 кА
Вк	Вк =43	Вк =1200 кА2с
? Sном	Sнагр =5	Sном =15 ВА

трансформаторов тока 35 приведен в 6.2.

Таблица 6.2 - Параметры тока установленных стороне 35 кВ

выбора	Расчетные	GIF36
Uном	Uсети =35 кВ	=35 кВ
Iном.мах	Iраб. =66,7 А	Iном =100
iдинiуд	=2,69 кА	iдин=150
I2tВк	=24 кА2с	Вк =3600
Sнагр ? Sном	=5 ВА	Sном =15

Выбор трансформаторов на вводах 10 представлены в

Таблица 6.3 - Параметры тока на 10 кВ

Условия	Расчетные данные	-10	ТЛК-10
Uном	Uсети =10кВ	Uном =10	Uном =10 кВ
Iраб.мах	.мах =1097 А	=1200 А	Iном =200
iуд	iуд =14,78	iдин =81 кА	=52 кА
I2t	Вк =95 кА2с	= 3600 кА2·с	= 300 кА2·с
? Sном	Sнагр =5	Sном =15 ВА	=15 ВА

6.2 Выбор напряжения

Условие трансформаторов напряжения:

, ; (6.6)

, ВА. (6.7)

Выбор напряжения приведен таблицах 6.4-6.6.

Таблица 6.4 - трансформаторов напряжения 110

Тип ТН	, кВ	UНОМ1,	UНОМ2, В	.доп, кВ	, ВА (класс 0,2)	, ВА
	110			100/3	120	1000

Таблица 6.5 - Параметры напряжения 35 кВ

ТН	Uном,	UНОМ 1, кВ	2, кВ	Uном., В	Sном, (класс 0,2)	Sпред , А
GEF36	35	35/	100/	100/3	50	1000



6.6 - Параметры трансформаторов 10 кВ

Тип	Uном, кВ	, кВ	UНОМ2,	Uном.доп,	Sном, ВА (кл0,5)	Sпред , В
НАМИ-10-66У3	10	10	100	100/3	120	1000

7. РАСЧЕТ ЗАЩИТЫ

7.1 Расчет защиты отходящих

На одиночных , согласно ПУЭ, одностороннее питание защиты от замыканий должны следующие устройства: ступень - токовая , вторая ступень - с независимой зависимой выдержкой .

Защиту кабельных выполним на микропроцессорных терминалов «-2Л»

На линиях двухступенчатая защита: и МТЗ.

отсечка:

I_с.. = k_н I⁽³⁾, А, (7.1)

где - коэффициент надежности, =1,1;

I⁽³⁾_кз - ток трехфазного замакыния в защищаемой линии.

токовая защита:

, , (7.2)

Где k_зап - запаса, учитывающий расчета, погрешность , принимаем k_зап =1,1;

- коэффициент возврата , для «Сириус» = 0,95;

k_сз - коэффициент , учитывает вероятность тока в линии в самозапуска электродвигателей повторной подаче после отключения .З.;

I_pmax - ток в в нормальном .

Чувствительность защиты достаточной, если К.З. конце защищаемой К_ч>1,5 , а К.З. конце резервируемой К_ч>1,2 Коэффициент защиты определяется формуле:

, (7.3)

где ⁽²⁾_к,min - ток двухфазного замакыния в защищаемой линии.

чувствительности токовой :

, (7.4)

где I⁽³⁾_,max - максимальный трехфазного короткого в месте .

Вторичный ток защит равен:

, , (7.5)

где К_т - трансформации измерительного тока;

k_сх - схемы, зависит способа соединения тока и значения 1 - при в неполную полную звезду - при подключении на разность двух фаз.

действия защиты выбором выдержки ступени селективность условию:



t_с..=t_с.з.+t, с, (7.6)

t_с.з. - время срабатывания предыдущего элемента , в нашем это время плавких вставок в конце 10 кВ. Примем срабатывания плавких t_пл.вст.=0,5 .

t - ступень , в расчетах равной 0,6-1с- для с ограниченной от тока .З. характеристикой срабатывания и 0,2-0,6с - защит с характеристикой времени .

Замыкание на одной фазы в системах с изолированной не является .З. Поэтому выполняют действующей сигнал и когда это по требованиям , действующей на .

Время срабатывания :

t_с.з.=0,5+0,2=0,7 c;

t_с..СН=1,3+0,2=1,5 c.

данные уставок в блок «» с встроенной .

Расчет защит в таблицу 7.1.

7.1 - Расчет защит линий

ВЛ		Iсо, кА		Iсро, А	, А	Кчмтз	Iсрмтз, А
ВЛ 35
Кудринская	20	340,59	12,80	17,03	5,79	2,09	5,79
Моисеевская	20	340,59	12,80	17,03	5,79	2,09	5,79
	20	340,59	12,80	17,03	5,79	2,09	5,79
Прилуки	20	340,59	12,80	17,03	5,79	2,09	5,79
ВЛ 10
Дор	20	730,50	5,97	36,53	100,80	5,04	6,02

 трансформатор тока 10% -ную погрешность.

кратность определяем результатам расчета :

, (7.7)

где -первичный трансформаторов тока,

.

По кривым кратности для -10 найдем Ом.

расчетное сопротивление :

, Ом, (7.8)

где - сопротивление , Ом;

- входное терминала «Сириус», ;

- переходные сопротивления, .

Ом,

Где - мощность входных в номинальном , не более 0,5 •А =0,05 Ом ; =0,1 .

Ом , что ,

чем Ом , , полная погрешность < 10%.



7.2 Расчет защиты трансформаторов

В с ПУЭ, силового трансформатора более 6300 кВ· должны выполняться виды защит: токовая защита газовая защита, применяются в основных защит, качестве резервной применяется максимальная защита (МТЗ), защита от с выводом сигнал.

Для силового трансформатора блок «Сириус ». Микропроцессорный терминал « Т3» предназначен осуществления основной трехобмоточного трансформатора высшим напряжением 35-220 . Содержит ступени высшей, средней низшей сторон , которые могут выполнены с комбинированным пуском напряжению. Также использование в дифференциальной защиты .

Устройство предназначено установки на и шкафах релейных залах.

защиты выполняемые :

- двухступенчатая дифференциальная защита трансформатора;

- МТЗ высшей трансформатора с комбинированного пуска напряжению от низшего и напряжения;

- двухступенчатая средней стороны с возможность пуска по от стороны напряжения;

- двухступенчатая низшей стороны с возможность пуска по от стороны напряжения;

- защита перегрузки по стороне напряжения действием на .

Расчет дифференциальной трансформатора произведем методике представленной документации предприятия .

Рассчитаем значения и вторичных сторон дифференциальной трансформатора.

Удобнее формулы и в табличной . Все данные в таблицу 7.2

7.2 - Определение вторичных в плечах

Наименование величины	метод	Вычисленные значения сторон
		115кВ	37кВ	10,5кВ
Первичный на сторонах -го тр-, А		125,66	390,56	1376,27
Коэффициент трансформаторов тока		150/5	400/5	1500/5
Вторичный ток плечах защит,		4,19	4,88	4,59
Схемы соединения тока	-	Y	Д	Д

1) отсечка (ДЗТ-1)

подлежит:

I_диф/ - относительное значение срабатывания отсечки.

должна выбираться двух условий:

- от броска намагничивания силового ;

- отстройки от первичного тока при переходном расчетного внешнего .

а) отстройка броска намагничивающего

При подаче на силовой со стороны напряжения отношение значения броска намагничивания к значению номинального защищаемого трансформатора более 5. Это отношению амплитуды тока намагничивания действующему значению тока первой , равному . Отсечка на мгновенное дифференциального тока на первую этого же тоже. Уставка мгновенному значению 2,5· I_диф/I_ном. возможная уставка значению первой I_диф/I_ном 4, что соответствует 2,5·4=10 отношению максимального к действующему или по амплитуд.

Расчеты , что действующее первой гармоники тока намагничивания превышает 0,35 от броска. Если значение равно 7 значениям номинального , то действующее первой гармоники 0,35·7=2,45. Следовательно, даже минимальной уставке 4· отсечка является от бросков намагничивания и реагировании на гармонику дифференциального .

б) отстройка протекающего тока при внешнем .

Уставку выбираем условию:

(7.9)

где _(I) - отношение первой гармоники небаланса к амплитуде периодической тока внешнего . Если используются тока с номинальным током 5А, принимать к_нб() = 0,7.

к_отс- коэффициент , принимается 1,2;

I_кз..max* - отношение внешнего расчетного к номинальному трансформатора.

Отстройка срабатывания при на стороне :

I_кз.вн.* = 1020/390,56 = 2,61 о.е.;

/I_ном = 1,2·0,7·2,61 = 2,2 о..

Отстройка от при КЗ стороне НН:

_.вн.max* =5620/1376,27 = 4,1 .е.;

I_диф/ = 1,2·0,7·4,1 = 3,5 о.е.

уставку дифференциальной I_диф/I_ном = 3,5.

2) защита (ДЗТ-2)

подлежат:

I_д1/ - базовая уставка ;

к_торм - коэффициент (наклон тормозной на втором участке);

I_т2/ - вторая точка тормозной характеристики;

/I_дг1 - уставка от второй .

Она построена относительных единицах, есть токи к номинальному стороны ВН. ток формируется полусумма модулей двух сторон трансформатора.

Базовая уставка /I_ном характеризует выбранной ступени . Необходимо задавать в пределах (0,3-0,5) обеспечения чувствительности межкатушечным замакыниям любых обмотках.

торможения к_торм несрабатывание ступени сквозных токах, второму участку характеристики (примерно 1 до 3 I_ном).

ток небаланса, сквозным током, выражением:

I_нб.=(к_пер • к_одн • е + ДU_рпн + Дf_добав) • , о.е., (7.10)

к_пер - коэффициент переходный режим, =2;

к_одн - коэффициент трансформаторов тока, =1;

е - относительное значение погрешности трансформаторов в установившемся , е = 0,1.

ДU_рпн - полный диапазон РПН, ДU_рпн = 16%;

Дf_добав - погрешность, Дf_добав = 0,04.

надежной отстройки тока небаланса, его умножить коэффициент отстройки = 1,3.

Если по трансформатору проходит ток, он вызвать дифференциальный :

(7.11)

Коэффициент снижения тока равен:

(7.12)

реле не , коэффициент торможения процентах должен по выражению:

?100•I_диф/I_торм = 100 • • (к_пер • к_одн • е + ДU_рпн + Дf_добав)/_.т

Вторая тормозной характеристики /I_ном определяет второго участка характеристики. В и аналогичном тормозной ток сквозному. Появление КЗ лишь изменяет первичные , поэтому тормозной почти не . Для высокой к витковым следует, чтобы второй участок режим номинальных (I_т/I_ном =1), допустимых длительных (I_т/I_ном =1,3). , чтобы во участок попали режимы возможных перегрузок (самозапуск после АВР, токи мощных , если таковые ). Поэтому рекомендуется /I_ном =1,5-2.

Первая излома тормозной вычисляется в автоматически и :



(7.14)

Уставка блокировки второй гармоники /I_дг1 на опыта фирм, использующих такие , рекомендуется на 12-15%.

Для данного принимаем:

I_д1/ =0,3;

Дf_добав = 0,04.

Принимаем I_т2/ =1,5.

Принимаем I_дг2/ = 0,15.

3) Сигнализация небаланса плечах дифференциальной (ДЗТ-3).

Уставка току выбирается чем, чем чувствительной ступени -2 (I_д1/I_ном), уставка по порядка нескольких , что позволяет неисправности в цепях дифференциальной .

Рекомендуемые значения : I_д1/I_ном = 0,1; = 10 с.

4) Защита перегрузки

В «Сириус Т3» перегрузка по в трех трансформатора. Уставки во вторичных токов своей напряжения, то приведение тока используется.

Уставка перегрузки принимается :

(7.15)



где к_отс - отстройки, к_отс = 1,05;

- коэффициент возврата, = 0,95.

Номинальный ток определять с возможности увеличения на 5% при напряжения.

Сторона : I_вн = 1,05·1,05·4,19/0,95 = 4,85А;

Сторона : I_сн = 1,05·1,05·4,88/0,95 = 5,65А;

Сторона : I_нн = 1,05·1,05·4,59/0,95 = 5,35А.

5) Газовая

Газовая защита производителем вместе трансформатором и не подлежит. связи с газового реле типа, отечественной выпускается реле чашечковыми элементами РГЧ3-66. Первая газового реле чувствительная, чем , и действует сигнал. Вторая чаше всего на отключение.

6) токовая защита от внешних

Выбор тока максимальной токовой определяется по :

А, (7.16)

где к_н - надежности, обеспечивающий несрабатывание защиты учета погрешности с необходимым , к_н = 1,1;

к_в - возврата, к_в = 0,95;

1,4 - допустимой перегрузки.

;

А;

А.

срабатывания защиты:

= t_{сз.пред} + Дt, с.; (7.17)

_.нн = 1,1 + 0,3 = 1,4 с.;

_.сн = 1,7 + 0,3 = 2 с.;

_.вн = 1,9 + 0,3 = 2,1 с.

7.3 АВР

Функция включения резерва () выполняется совместными «Сириус-2-С» ( выключатель) и «Сириус-2-В» ( выключатели).

«Сириус-2-» выполняет следующие :

«Сириус-2-С» команды “Включение”, от «Сириус », без выдержки .

Исходными сигналами пуска и АВР является напряжений U_АВ, и U_ВНР, «Сириус-2-В», силового выключателя (“Вкл.”/”Откл”), также наличие "Разрешение АВР" «Сириус-2-В» секции.

Пуск происходит по срабатывания пускового по напряжению. отработки выдержки t_авр осуществляется на отключение ввода, далее исполнения этой устанавливается команда ". СВ" на «-2-С» длительностью 0,8 . Затем, формирует дискретную команду АВР для ввода.

Напряжение защиты минимального :



U_сз = (0,25-0,4) • U_н, В; (7.18)

U_сзНН = 0,4 • 10000 =4000 В;

U_сзСН = 0,4 • 35000 =14000 ;

U_срНН = = 40 В;

U_срСН = = 40 В.

Уставка максимального реле , ведущего измерение напряжения на источнике, определяется условия согласования уровня минимального напряжения:

U_ср = (0,6-0,65) • , В; (7.19)

U_срНН = 0,65 • 10000 = 6500 В;

U_сзСН = 0,65 • 35000 = 22750 В;

U_срНН = = 65 ;

U_срСН = = 65 В.

срабатывания АВР:

_.р.авр = _.з + t_апв + , с., (7.20)

где t_с.- время действия , с;

t_апв- по времени , с;

t_зап- зависимости от выключателей.

t_{с..аврНН} = 1,3 + 0,2+ 2= 2,5 с.;

t_{c.р.аврСН} = 1,7 + 2 + 0,2 = 3,9 .



8. РаЗРАБОТКА собственных подстанции

8.1 силовых и нагрузок

Среднесменная и реактивная электроприемника определяются формулам:ы

, ; (8.1)

, кВАр, (8.2)

Где - использования ЭП;

- мощность электроприемника, .

Коэффициент использования группы электроприемников:

. (8.3)

число электроприемников по формуле:

. (8.4)

нагрузка группы электроэнергии определяется формуле:



, кВт, (8.5)

К_р - коэффициент .

Расчетная реактивная группы потребителей в зависимости эффективного числа по выражениям:

: :

, кВАр, (8.6)

при:

, , (8.7)

где - соответствует ц, принятому для потребителя.

Полную мощность определяем выражению:

, кВА. (8.8)

ток для потребителей определяется выражению:

, А, (8.9)

U_ном - номинальное сети.

Суммарная мощность:

кВт.

номинальная нагрузка:

.

Найдем средневзвешенный использования:

Эффективное электроприемников определяется формуле:

(8.10)

шт.

значение коэффициента нагрузки K_Р сетей напряжением 1 кВ:

K_p=1.

суммарную расчетную и реактивную :

кВт.

Реактивная электроприемников равна:

.

Расчет осветительных производим по удельных мощностей.

VI разряд работ. Освещенность =100 лк. Освещение люминесцентными лампами, светильника ЛБ-80, cosц=0,95. Коэффициенты отражения потолка, стен рабочей поверхности: , , . спроса: . Коэффициент аппаратуры для .

Высота подвеса над полом:. Находим удельную осветительной установки:. участка: .

Вт;

;

квар.

Суммарная активная мощность:

_?= Р_р = 56,43 кВт.

расчетная реактивная :

Q_р?= Q_р =32,62 .

Полная мощность, , составляет:

кВА.

расчетный ток формуле:

А.

8.2 трансформаторов собственных

Для обеспечения категории надежности количество трансформаторов = 2.

Мощность трансформаторов по выражению:

, . (8.11)

где - номинальная трансформатора;

кВА.

трансформатор типа - 63/10/0,4.



8.3 Выбор схемы электрической энергии

данном случае радиальная схема. распределительного шкафа нужд и потребителей выполним помощи кабелей. рассчитать сечения и выбрать собственных нужд.

8.4 сечения кабелей

выбора кабелей знать номинальные электроприемников, которые по формуле:

, , (8.12)

Выбранные кабели проверить:

- по расчетным током:

, , (8.13)

Где - длительно ток, А;

- коэффициент, учитывающий температуры в от температуры, которой задан , ;

- ток потребителя; - коэффициент, учитывающий допустимой токовой для кабелей их многослойной в коробах, .

- потери напряжения:



(8.14)

, - активное и удельные сопротивления , мОм/м;

- линии, км;

ПУЭ потеря должна удовлетворять :

. (8.15)

8.5 панелей собственных

Панели собственных ПСН предназначены ввода и электроэнергии переменного от силового собственных нужд до 1000 кВА эл. станциях, и энергообьектах 35-750 кВ. ПСН виду конструкции собой щиты и шкафного , двухкаркасные, двухстороннего с установкой полу. На съемном каркасе сборные шины ПСН и приборы устанавливаемые дверцах. В зоне нижнего размещены автоматические с органами , расположенными на . Ряды зажимов, шинки, элементы размещены со монтажа. На размещены также лампы положений выключателей. Панели могут поставляться автоматическими выключателями отечественных, так зарубежных фирм.

для установки панели ПСН 1101 ток 630 А, ввод и связь 2 трансформаторов до 250 кВт, две панели 1112 на ток 200 для отходящих



9. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

9.1 затрат на работ

Полная стоимость монтажных демонтажных работ обоснованием необходимого инвестиций (капитальных ). Для расчетов ТЕРм 81-03-08-2001, ТЕРп-2001-01 прайсы фирм- электрооборудования и продукции. Затраты демонтаж принимаем 50% от расценок монтажные работы.

смета затрат монтажные, демонтажные пусконаладочные работы, также стоимость приведена в А.

Произведем локальной сметы МДС 81-35.2004 "Методика стоимости строительной на территории " и методическому "Расчет сметной строительства объектов " М. Б. , Ю. В. .

Затраты на в текущих расчетного года:

= 36037 •5,98 = 215995 руб.

Затраты основную заработную по монтажу на заработную по эксплуатации в текущих :

Сзп = (144069 +31888)• 22,76•1,15 = 4606982 руб.

по эксплуатации в текущих :

С_эм = (221466 - 31888)•6,586 = 1601487 руб.

прямых затрат текущих ценах:

= 215995 + 4606982 + 1601487 = 6424474 руб.

Накладные :

С_н = 0,95 • 4606982 = 4376633 руб.

прибыль организации:

Р_см = 0,65 • 4606982 = 2994538 руб.

Всего на монтажные в текущих :

С_смр = 6424474 + 4376633 +2994538 = 13795645 руб.

на приобретение и вспомогательного оборудования

Расходы запасные части:

С_зч = 0,02 • 23269264= 465385 руб.

Расходы тару и :

С_ту = 0,015 • 23269264= 349039 руб.

расходы:

С_тр = 0,05 • 23269264= 1163463 .

Снабженческо-сбытовая :

С_сб = 0,05 • 23269264= 1163463 руб.

-складские расходы:

= 0,012 · 23269264= 279231 руб.

Расходы комплектацию:

Ском = 0,008 · 23269264= 186154 .

Всего дополнительных на оборудование:

С_до = 465385 +349039 +1163463 +1163463 +279231 +186154 =

= 3606736 руб.

Всего на оборудование текущих ценах:

С_об = 3606736 + 23269264= 26875999 руб.

Сметная материалов.

Транспортные :

С_тр = 0,05 • 2434584 = 121729 руб.

на тару упаковку:

С_ту = 0,015 • 2434584 = 36519 .

Всего расходов материалы в ценах:

С = 1,012 · (2434584 + 121729 + 36519) = 2623959 руб.

Лимитированные прочие затраты

на временные и сооружения:

= 0,039 • 13795645 = 538030 руб.

Затраты подвижной и характер работы:

= 0,15 • 4606982 = 691047 руб.

Затраты перевозку крупногабаритных тяжеловесных грузов:

= 0,0003 • 13795645 = 41392 руб.

Затраты добровольное страхование:

= 0,03 • 13795645 = 41386 руб.

Затраты, с отчислениями фонд научно- и опытно- работ (НИОКР):

= 0,015 • (13795645 +23269264+2434584) = 592492 руб.

Затраты, с премированием ввод в в срок объектов:

С_эксп = 0,025 • 13795645 = 344891 .

Дополнительные затраты охране объектов :

С_охр = 0,013 • 13795645 = 179343 руб.

лимитированных и затрат:

Слп = 538030 + 692193 + 4139 + 41386 + 41386 + 344891 + 179343 =

= 2763812 .

Размер средств авторский надзор:

С_авт = 0,002 · (13795645 + 2763812 + 26875999+2623959) = 92119 руб.

Резерв на непредвиденные и затраты:

С_непр = 0,03 · (13795645 + 2763812 + 26875999+2623959) = 1381782 руб.

9.2 Технико- обоснование реконструкции

В проекте реконструкция главной подстанции 110/35/10 кВ, потребует вложения 46 059 404 . По данным электрических сетей затраты на и текущие 1 600 000 руб., при ежегодные потери простоя оборудования ремонте, включая санкции за электроэнергии, составляют 1 580 000 . После реконструкции за вновь мощность планируется уровне 870 000 руб. этом увеличение за транзит должно составить 450 000 ./год. Плановые на текущие и эксплуатацию реконструкции составят 250 000 .

Срок окупаемости вложений на можно определить формуле (9.1):

, год, (9.1)

К_рек - капитальные при реконструкции;

- плата за подключаемую мощность ;

И_{рем.дорек} - на ремонт электроснабжения до ;

И_штраф - потери простоя оборудования ремонте, включая санкции за электроэнергии;

И_{рем..рек} - издержки ремонт системы после реконструкции;

- увеличение дохода организации руб/.

года.

Как и расчета, вложения на системы электроснабжения являются оправданными.



В данной выполнена разработка подстанции 110/35/10 кВ электроснабжения потребителей и III по надежности. из соображений надежности электроснабжения , к установке два понижающих ТДТН-25000/110/35/10.

На 110 кВ принята 110-4Н с выключателями цепи трансформаторов, неавтоматической ремонтной .

РУ 35 кВ по схеме одной секционированной шин в открытого распределительного . Применено оборудование: - ВБЭТ-35 III-25/630, - РНДЗ2-35/630Т1.

РУ 10 выполняется по с одной системой шин, основе комплектных . Применены выключатели /tel-10-31,5/1250-У3.

релейная защита автоматика силовых и отходящих .

Также был вопрос о нуждах подстанции, котором выбрана схема электроснабжения трансформаторы собственных ТМГ - 63/10/0,4.

В экономики рассчитана стоимость электромонтажных 46 059 404 руб., построен электромонтажных работ.

целом, при данного объекта проработаны основные , включая возможность нагрузок на 10 лет, таким в течение времени не дополнительных затрат реконструкцию подстанции.



Список использованных источников

1. Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий : СП 31-110-2003. - Санкт-Петербург: ДЕАН, 2009. - 128 с.

2. Правила устройства электроустановок /- 7-е изд. перераб. и доп. - Санкт-Петербург: ДЕАН, 2012 - 648 с.: ил.

3.Щербаков, Е.В. Элетроснабжение и электропотребление на предприятиях: учеб. пособие. - Москва: ФОРУМ, 2010. - 496 с.: ил.

4. Карапетян, И.Г. Справочник по проектированию электрических сетей / Д.Л. Файбисович, И.М. Шапиро.- 4-е изд. - Москва: ЭНАС, 2012. - 376 с.: ил.

5. Ополева, Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: справочник. -Москва: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2006. - 480 с.: ил.

6. Киреева, Э.А. Электроснабжение цехов промышленных предприятий./ В.В.Орлов, Л.Е. Старкова - Москва: Энергопрогресс, 2003. - 120 с.: ил.

7. Карякин, Р. Н. Нормы устройства сетей заземления. - 4-е изд. - Москвва: Энергосервис, 2006. - 355 с.

8. Шеховцев, В.П. Справочное пособие по электическому оборудованию. - Москва: ФОРУМ, 2006 - 136 с.: ил.

9. Рожкова, Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций / Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова. - Москва: Издательский центр «Академия», 2013. - 448 с.: ил.

10. Кудрин, Б.И. Электроснабжение. - Москва: Академия, 2015. - 352 с

11. Андреев, В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: учеб. для вузов. - 4-е изд. перераб. и доп. - Москва: Высш. шк., 2006. - 639 с.: ил.

12. Шабад, М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. - 4-е изд. перераб. и доп. - Санкт-Петербург: ПЭИПК, 2010. - 350 с.: ил.

13. Булычев, А.В. Релейная защита в распределительных электрических сетях: пособие для практических расчетов. / А.А. Наволочный. - Москва: ЭНАС, 2011. - 208 с.: ил.

14. Воропанова, Ю. В. Расчет сметной стоимости строительства объектов электроэнергетики: учебно-методическое пособие / Ю. В. Воропанова, М. Б. Перова. - Вологда: ВоГТУ, 2006. - 38 с.

15. Перова, М. Б. Оценка эффективности инвестиционных проектов объектов электроэнергетики: учебное пособие / М. Б. Перова, Ю. В. Воропанова. - Вологда: ВоГТУ, 2006. - 79 с.

16. Территориальные единичные расценки на монтаж оборудования. Сборник №8 «Электротехнические установки»: ТЕРм 81-03-08-2001/ Официальное издание. - Вологодская область, 2001. - 74 с.

17. Территориальные единичные расценки на пусконаладочные работы. Сборник №1: ТЕРп-2001-01/ Госстрой России.- Введ. 15.11.2000. - М., 2001. - 63 с.

18. Самсонов, В.С. Экономика предприятия энергетического комплекса: Учеб. для ВУЗов/ В.С. Самсонов, М.А. Вяткин - Москва: Высш.шк., 2009.- 416 с.

19. Департамент строительства и жилищно-коммунального хозяйства Вологодской области [Электронный ресурс]: офиц. сайт. - Режим доступа: http://www.depregion.ru/Default.aspx?mnu=5deb3d0f64ac4ecf9af3fa403543ffc3.

Размещено на Allbest.ru