Разработка проекта подстанции Великоустюгских электрических сетей "Сусоловка 110/10 кВ"
Построение годового графика по продолжительности нагрузок. Предварительный выбор силовых трансформаторов. Расчет основных параметров схемы замещения, токов в точках короткого замыкания. Выбор ограничителей перенапряжения, гибких шин и токопроводов.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 10.03.2018 |
| Размер файла | 1,1 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
- СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ. ОСНОВАНИЕ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ ПРОЕКТА
1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОДСТАНЦИИ
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЁТНОЙ НАГРУЗКИ ПОДСТАНЦИИ
2.1 Построение суточных графиков нагрузок на стороне 110 кВ
2.2 Построение годового графика по продолжительности нагрузок
3. ВЫБОР МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
3.1 Предварительный выбор силовых трансформаторов
3.2 Технико-экономический расчёт выбора трансформаторов
4. ВЫБОР СХЕМ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
5. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
5.1 Выбор схемы присоединения трансформаторов собственных нужд
5.2 Выбор числа и мощности трансформаторов собственных нужд
6. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
6.1 Составление расчётной схемы замещения
6.1.1 Выбор базисных величин
6.1.2 Расчёт параметров схемы замещения
6.2 Расчёт токов в точках короткого замыкания
7. ВЫБОР И ПРОВЕРКА КОММУТАЦИОННОЙ И ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ
7.1 Выбор выключателей и разъединителей
7.1.1 Выбор выключателей и разъединителей на стороне ВН
7.1.2 Выбор выключателей на стороне НН (10 кВ)
7.2 Выбор трансформаторов тока
7.2.1 Выбор трансформаторов тока на стороне ВН (110 кВ)
7.2.2 Выбор трансформаторов тока на стороне НН (10 кВ)
7.3 Выбор трансформаторов напряжения
7.4 Выбор ограничителей перенапряжения
7.5 Выбор гибких шин и токопроводов
7.5.1 Выбор гибких шин на стороне ВН (110 кВ)
7.5.2 Выбор шин на стороне НН (10 кВ)
8. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
8.1 Расчет релейной защиты отходящих линий
8.2 Расчет защиты силовых трансформаторов
8.2.1 Дифференциальная токовая защита трансформаторов
8.2.2 Дифференциальная защита (ДЗТ-1)
8.2.3 Дифференциальная защита с торможением (ДЗТ-2)
8.2.4 Защита от перегрузок
8.2.5 Газовая защита трансформаторов
8.3 Построение карты селективности.
9. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА
9.1 Технико-экономическое обоснование выбора схемы электроснабжения проектируемого объекта
9.2 Сметно-финансовый расчет схемы электроснабжения
9.2.1 Составление сметы-спецификации электрооборудования подстанции
9.2.2 Составление сметы затрат на монтаж электрооборудования
9.3 Пересчет сметной стоимости в цены 2006 года.
9.4 Составление сметы затрат на демонтаж электрооборудования
9.5 Организация строительно-монтажных работ по вводу энергообъекта
9.5.1 Расчет численности и состава бригад электромонтажников
9.5.2 Расчет ленточного графика выполнения электромонтажных работ
9.6 Технико-экономическое обоснование реконструкции
10. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
10.1 Мероприятия по безопасному ведению работ в действующих электроустановках
10.2 Расчет и выбор заземляющего устройства
10.3 Расчет и выбор устройства молниезащиты
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ПРИЛОЖЕНИЕ А
ПРИЛОЖЕНИЕ Б
ПРИЛОЖЕНИЕ В
ВВЕДЕНИЕ. ОСНОВАНИЕ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ ПРОЕКТА
В данном дипломном проекте рассмотрим вариант реконструкции отдельно взятой подстанции. Необходимость этого возникает в связи с преобразованиями не только в промышленности, сельском хозяйстве, но и в стране в целом.
Развитие экономики и энергетики по новому рыночному направлению приводит к пересмотру многих вопросов, в том числе и вопроса энергообеспечения.
В нашем случае мы попытаемся рассчитать параметры подстанции, соответствующие реальному графику нагрузки отходящих линий, с целью повышения надежности электроснабжения и уменьшения затрат на преобразование электроэнергии.
Основанием для разработки проекта служит подстанция Великоустюгских электрических сетей «Сусоловка 110/10 кВ». В первичной схеме транзитной подстанции применен один двухобмоточный трансформатор, который присоединен к распределительному устройству высшего напряжения с помощью отделителя.
Распределительное устройство высшего напряжения выполнено по схеме системы шин и имеет два линейных разъединителя.
Распределительное устройство низшего напряжения имеет одну систему шин, что приемлемо для электроснабжения потребителей первой и второй категории.
Подстанция «Сусоловка» получает электроэнергию с шин высшего напряжения подстанции «Луза». Также через нее идет транзит по линии 110 кВ на подстанцию «Заовражье». От распределительного устройства низшего напряжения 10 кВ запитаны 3линии.
1.
1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОДСТАНЦИИ
Мощность короткого замыкания (КЗ) питающих систем: Sкс=380 МВА. Схема подключения подстанции к энергосистеме после реконструкции представлена на рис.1.1 По способу присоединения к сети подстанция- транзитная.
Схема подключения подстанции к энергосистеме ПС «Заовражье» ПС «Луза»
W2 w1
Рис 1.1
Исходные параметры всех воздушных линий представлены в табл.1.1
Таблица 1.1
Исходные параметры воздушных линий
|
Номер линии |
Uном., кВ |
Тип провода |
L, км |
Sр,кВА |
Iр, А |
|
|
W1 |
110 |
АС-185 |
26,83 |
19000 |
100 |
|
|
W2 |
АС-185 |
50,7 |
19000 |
100 |
||
|
Номер линии |
Uном., кВ |
Тип провода |
L, км |
Sр,кВА |
Iр, А |
|
|
W3 |
10 |
АС-70 |
3,22 |
86,6 |
5 |
|
|
W4 |
АС-70 |
12,83 |
242,5 |
14 |
||
|
W5 |
АС-50 |
2,4 |
121,2 |
7 |
На данный момент на подстанции “Сусоловка” находится в эксплуатации один силовой двухобмоточный трансформатор мощностью 2,5 МВ, который присоединен к распределительному устройству (РУ) высшего напряжения через отделитель.
На распределительном устройстве 110 кВ, выполненном по схеме система шин, установлены четыре разъединителя типа РЛНД-1-110/600 (два шинных, два линеййных) и отделитель с короткозамыкателем. На стороне 110 кВ осуществляется транзит электроэнергии по линиям W1 «Луза» и W2 «Заовражье», направление перетоков мощности может быть как в одном, так и в другом направлении.
РУ 10 кВ, выполненное одной несекционированной системой шин, состоит из 8 ячеек КРУН типов К-13. Отходящие ВЛ 10 кВ (3 шт.) имеют протяжённость в интервале от 2,4до 12,83 км.
Исходные данные расчётной нагрузки подстанции заданы в виде зимнего и летнего суточных графиков нагрузок на напряжение 10 кВ, которые построены на основе данных режимных дней 20го июня 2012 года и 21го декабря 2011 года. Табличное и графическое изображение графиков нагрузок представлено в табл. 1.2-1.3 и рис.1.2-1.3, соответственно.
Таблица 1.2
Летние суточные нагрузки на стороне 10 кВ
|
Время,час |
P, МВт |
Q, Мвар |
Время,час |
P, МВт |
Q, Мвар |
|
|
0-2 |
0,3 |
0,18 |
12-14 |
0,3 |
0,18 |
|
|
2-4 |
0,24 |
0,12 |
14-16 |
0,36 |
0,24 |
|
|
4-6 |
0,24 |
0,12 |
16-18 |
0,36 |
0,18 |
|
|
6-8 |
0,36 |
0,18 |
18-20 |
0,3 |
0,18 |
|
|
8-10 |
0,36 |
0,18 |
20-22 |
0,3 |
0,18 |
|
|
10-12 |
0,36 |
0,24 |
22-24 |
0,24 |
0,12 |
Летний суточный график нагрузки на стороне 10 кВ
Рис. 1.2
Таблица 1.3
Зимние суточные нагрузки на стороне 10 кВ
|
Время,час |
P, МВт |
Q, Мвар |
Время,час |
P, МВт |
Q, Мвар |
|
|
0-2 |
0,48 |
0,12 |
12-14 |
0,6 |
0,18 |
|
|
2-4 |
0,48 |
0,12 |
14-16 |
0,6 |
0,24 |
|
|
4-6 |
0,54 |
0,18 |
16-18 |
0,78 |
0,24 |
|
|
6-8 |
0,66 |
0,24 |
18-20 |
0,84 |
0,24 |
|
|
8-10 |
0,78 |
0,24 |
20-22 |
0,78 |
0,24 |
|
|
10-12 |
0,66 |
0,24 |
22-24 |
0,66 |
0,24 |
Зимний суточный график нагрузки на стороне 10 кВ
Рис 1.3
Потребители собственных нужд (СН) подстанции питаются от одного трансформатора собственных нужд (ТСН) мощностью по 25 кВ•А. Так как на подстанции не установлены аккумуляторные батареи, то оперативный ток - переменный.
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЁТНОЙ НАГРУЗКИ ПОДСТАНЦИИ
2.1 Построение суточных графиков нагрузок на стороне 110 кВ
нагрузка замыкание токопровод перенапряжение
Суточные нагрузки на стороне 110 кВ соответствуют значениям ординат мощности графика нагрузки 10 кВ. Полученные нагрузки сведены в табл.2.1 и 2.2, а графическое изображение представлено на рис.2.1 и 2.2.
Таблица 2.1
Летние суточные нагрузки на стороне 110 кВ
|
Время, час |
Р, МВт |
Q, Мвар |
S, МВ•А |
Время, час |
Р, МВт |
Q, Мвар |
S, МВ•А |
|
|
0-2 |
0,3 |
0,18 |
0,35 |
12-14 |
0,3 |
0,18 |
0,35 |
|
|
2-4 |
0,24 |
0,12 |
0,27 |
14-16 |
0,36 |
0,24 |
0,43 |
|
|
4-6 |
0,24 |
0,12 |
0,27 |
16-18 |
0,36 |
0,18 |
0,4 |
|
|
6-8 |
0,36 |
0,18 |
0,4 |
18-20 |
0,3 |
0,18 |
0,35 |
|
|
8-10 |
0,36 |
0,18 |
0,4 |
20-22 |
0,3 |
0,18 |
0,35 |
|
|
10-12 |
0,36 |
0,24 |
0,43 |
22-24 |
0,24 |
0,12 |
0,27 |
Летний суточный график нагрузки на стороне 110 кВ
Рис 2.1
Таблица 2.2
Зимние суточные нагрузки на стороне 110 кВ
|
Время, час |
Р, МВт |
Q, Мвар |
S, МВ•А |
Время, час |
Р, МВт |
Q, Мвар |
S, МВ•А |
|
|
0-2 |
0,48 |
0,12 |
0,49 |
12-14 |
0,6 |
0,18 |
0,83 |
|
|
2-4 |
0,48 |
0,12 |
0,49 |
14-16 |
0,6 |
0,24 |
0,65 |
|
|
4-6 |
0,54 |
0,18 |
0,57 |
16-18 |
0,78 |
0,24 |
0,81 |
|
|
6-8 |
0,66 |
0,24 |
0,7 |
18-20 |
0,84 |
0,24 |
0,87 |
|
|
8-10 |
0,78 |
0,24 |
0,81 |
20-22 |
0,78 |
0,24 |
0,81 |
|
|
10-12 |
0,66 |
0,24 |
0,7 |
22-24 |
0,66 |
0,24 |
0,7 |
Зимний суточный график нагрузки на стороне 110 кВ
Рис 2.2
Из рассмотрения графиков нагрузок на стороне 110 кВ следует, что наибольшая пиковая нагрузка наблюдается в зимний период (Smax=0,87 МВ•А).
Мощность трансформаторов собственных нужд не учитываем, т.к. мощность потребляемая электроприёмниками СН уже учтена в исходных графиках нагрузок 10 кВ.
Принимаем за расчётную мощность подстанции наибольшую полную мощность : Sрасч=0,87 МВ•А.
2.2 Построение годового графика по продолжительности нагрузок
График по продолжительности нагрузок применяют в расчётах технико- экономических показателей электроустановок, расчётах потерь электроэнергии, при оценке использования оборудования в течение года.
Построение годового графика по продолжительности нагрузок производится на основании двух известных суточных графиков - зимнего и летнего на стороне 110 кВ.
Примем, что подстанция работает по зимнему графику 212 дней, а по летнему - 153 дня.
Результаты расчёта показаны в табл.2.3, годовой график по продолжительности нагрузок построен на рис.2.3.
Таблица 2.3
Годовые нагрузки подстанции
|
Р, МВт |
Тр, час |
S, МВ•А |
ТS, час |
|
|
0,84 |
424 |
0,87 |
424 |
|
|
0,78 |
1272 |
0,83 |
424 |
|
|
0,66 |
1272 |
0,81 |
1272 |
|
|
0,6 |
848 |
0,7 |
1272 |
|
|
0,54 |
424 |
0,65 |
424 |
|
|
0,48 |
848 |
0,57 |
424 |
|
|
0,36 |
1530 |
0,49 |
848 |
|
|
0,3 |
1224 |
0,43 |
612 |
|
|
0,24 |
918 |
0,4 |
918 |
|
|
0,35 |
1224 |
|||
|
0,27 |
918 |
Годовой график нагрузок
Рис.2.3
По данным годового графика определим среднюю нагрузку подстанции:
, (2.1)
где Wгод - полная потребляемая энергия за год, МВ•А•ч.
Wгод определяется как :
(2.2)
где Si и Ti , соответственно мощность и время iой ступени годового графика.
МВ•А•ч.
Sср = 4890 / 8760 = 0,56 МВ•А.
Коэффициент заполнения графика:
Кзп = Sср / Smax = 0,56 / 0,87 = 0,65.
Время использования максимальной активной нагрузки за год:
Tmax,a = Wa,год / Pmax (2.3)
Wa,год = 0,84 • 424 + 0,78 • 1272 + 0,66 • 1272 + … + 0,24 • 918 = 4470 МВт•ч
Tmax,a = 4470 / 0,84 = 5321 (ч).
Время максимальных потерь определяется по формуле:
нб = (0.124 + Tmax,a 10000)2 8760 (2.4)
нб = (0,124 + 5321 / 10000)2 • 8760 ? 3800 ч.
3. ВЫБОР МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
3.1 Предварительный выбор силовых трансформаторов
Так как от подстанции питаются потребители I и II категорий, и питание от системы имеется лишь со стороны ВН, то возможна установка одного трансформатора, поэтому выбираем одинтрансформатор.
Для однотрансформаторной подстанции:
Sтр > (0.7- 0.8) Sр = 0.7 0,87 = 0,6 (МВА).
По [1, табл.2.108] для однотрансформаторной подстанции 110/10 кВ выбираем два варианта трёхфазных двухобмоточных трансформатора:
1) ТМН - 2500/110 ;
2) ТМН - 6300/110 .
Технические характеристики трансформаторов приведены в табл.3.1.
Таблица 3.1
Технические данные трансформаторов
|
Тип тр-ра |
Sн, МВА |
Uном, кВ |
?Pх, кВт |
?Pк , кВт |
Uк , % |
Iхх, % |
цена, тыс. руб |
||
|
ВН |
НН |
||||||||
|
ТМН-2500 |
2,5 |
115 |
11 |
5,5 |
22 |
10.5 |
1.5 |
3000 |
|
|
ТМН-6300 |
6,3 |
115 |
11 |
11,5 |
44 |
10,5 |
0,8 |
5000 |
3.2 Технико-экономический расчёт выбора трансформаторов
Суммарные затраты определяются по формуле:
, (3.2)
где Е - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;
- стоимость трансформатора;
- стоимость потерь в трансформаторе;
- затраты на обслуживание ремонт и амортизацию.
, (3.3)
где - цена трансформатора
- индекс цен оборудования (I=1);
- коэффициент, учитывающий транспортно заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования;
- коэффициент учитывающий затраты на строительные работы;
- коэффициент учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования.
тыс. руб.,
тыс. руб.
Стоимость потерь в трансформаторе:
, (3.4)
где - стоимость 1кВт/ч электроэнергии, ;
- годовое число часов работы трансформатора, ;
- потери холостого хода;
- потери короткого замыкания;
- время максимальных потерь.
руб;
руб.
Затраты на обслуживание ремонт и амортизацию:
, (3.5)
где норма амортизационных отчислений;
- норма обслуживания оборудования;
- норма ремонта оборудования.
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
Так как затраты в первом варианте меньше, чем затраты во втором варианте, то в этом случае выгоднее взять трансформатор:
ТМН-2500/110/10.
4. РАЗРАБОТКА СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ПОДСТАНЦИИ
На существующей подстанции “Сусоловка” распределительное устройство 110 кВ выполнено по схеме - одна система шин. На распределительном устройстве установлены отделитель и четыре разъединителя: два линейных и два шинных.
В проекте реконструкции происходит снижение установленной мощности подстанции с 6300 МВ•А до 2500 МВ•А за счёт замены силового трансформатора. В распределительное устройство 110 кВ осуществляется замена отделителя с короткозамыкателем на элегазовый трансформаторный выключатель. Демонтируется шинный разъединитель трансформатора напряжения. Трансформатор напряжения заменяется на новый элегазовый и устанавливается в схему 110 кВ после трансформаторного выключателя.
Схема распределительного устройства 10 кВ выполнена одной несекционированной системой шин, что приемлемо для электроснабжения потребителей I и II категории надёжности. Поэтому оставляем схему РУ-10кВ без изменений.
5. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
5.1 Выбор схемы присоединения трансформаторов собственных нужд
Для питания оперативных цепей подстанций 110-220 кВ с числом выключателей 110 кВ 3 и более применяется постоянный оперативный ток.
Для питания системы собственных нужд необходимо не менее 2-х трансформаторов. Присоединяем их отпайкой к шинам 10 кВ.
Схема подключения представлена на рис. 5.1
5.2 Выбор числа и мощности трансформаторов собственных нужд
Определяем нагрузки потребителей собственных нужд и сводим их в табл. 5.1.
Таблица 5.1
Нагрузка собственных нужд подстанции
|
Вид потребителя |
Установленная мощность |
cos ц |
tg ц |
Нагрузка |
|||
|
Единицы, кВтЧкол-во |
Всего, кВт |
Руст, кВт |
Qуст, кВар |
||||
|
Охлаждение ТДТН-10000 |
4,5*2 |
0,85 |
0,62 |
9 |
5,58 |
||
|
Подогрев ВВК-110Б |
1,8*3 |
1 |
0 |
5,4 |
|||
|
Подогрев ВВК-35Б |
1,5*6 |
1 |
0 |
9 |
|||
|
Подогрев КРУН |
1*10 |
1 |
0 |
10 |
|||
|
Отопление и освещение ОПУ |
10 |
1 |
0 |
10 |
|||
|
Освещение ОРУ 110 кВ |
6 |
1 |
0 |
6 |
|||
|
Здание разъездного персонала |
6 |
1 |
0 |
6 |
|||
|
Освещение ОРУ 35 кВ |
4 |
1 |
0 |
4 |
|||
|
Освещение ОРУ 10 кВ |
3,5 |
1 |
0 |
3,5 |
|||
|
Подзарядно-зарядный агрегат ВАЗП |
2*23 |
46 |
1 |
0 |
46 |
||
|
Итого |
108,8 |
5,58 |
Расчётную нагрузку собственных нужд определим по формуле:
(5.1)
Принимаем кс=0,8 согласно (4) для нагрузок собственных нужд.
87,2 кВА
Выбираем для установки 2 трансформатора ТМ - 63.
6. Расчёт токов короткого замыкания
Расчёт токов короткого замыкания производится для выбора и проверки устройств релейной защиты и автоматики, а также для проверки параметров электрооборудования.
Введём ряд допущений, упрощающих расчёт и не вносящих существенных погрешностей:
1) фазы электродвижущей силы генератора не изменяются в течение всего процесса;
2) линейность всех элементов схемы;
3) приближенный учёт нагрузок;
4) симметричность всех элементов за исключением мест короткого замыкания;
5) пренебрежение активными сопротивлениями, если X>>R;
6) токи намагничивания трансформаторов не учитываются.
Погрешность расчётов при данных допущениях не превышает 2-5%. Расчётным током короткого замыкания считается ток трёхфазного КЗ.
6.1 Составление расчётной схемы замещения
Расчёт токов короткого замыкания проводим в относительных единицах. Принимаем нормальный режим работы подстанции.
Расчёт проводим для двух режимов: максимального и минимального. В максимальном режиме подстанция питается по двум воздушным линиям 110 кВ W1 и W2. В минимальном режиме принимаем, что подстанция питается по одной ВЛ W2 (линия W3 отключена).
Расчётные точки короткого замыкания:
К1- на шинах высшего напряжения;
К2- на шинах низшего напряжения;
К3- в конце линии W3;
К4- в конце линий W4;
6.1.1 Выбор базисных величин
За базисную мощность при расчёте токов КЗ в относительных единицах принимается мощность системы:
(МВ•А). макс.
(МВ•А). мин.
Принимаем за базисное напряжение основной ступени среднее напряжение на стороне высшего напряжения:
(кВ).
Базисные напряжения для остальных ступеней определяются по формуле:
, (6.1)
где Uб.i - базисное напряжение iй ступени;
Кт - коэффициенты трансформации трансформаторов включённых последовательно; определяются в направлении от основной ступени к той, на которой находится базисное напряжение.
Базисные токи каждой ступени определяются по формуле:
, (6.2)
где Iб.i - базисный ток iй ступени напряжения.
Определим базисные токи и напряжения по формулам для каждой ступени.
Для максимального режима:
(кА);
(кВ);
(кА).
Для минимального режима:
(кА);
(кВ);
(кА).
6.1.2 Расчёт параметров схемы замещения
Параметры питающей системы рассчитываются по формулам :
, (6.3)
где Uср.вн - среднее напряжение на высшей стороне, кВ.
, (6.4)
где Еср - ЭДС системы, принимается равной среднему напряжению точки присоединения, т.к. система - источник неограниченной мощности, кВ.
Для максимального режима:
;
.
Для минимального режима:
;
Параметры силовых трансформаторов определяются по формулам:
, (6.5)
где Zт, - индуктивные сопротивления обмоток высшего, среднего и низшего напряжения трансформатора соответственно;
Uк.вн,сн,нн - напряжение короткого замыкания обмоток высшего, среднего и низшего напряжения трансформатора соответственно, %;
Sном - номинальная мощность трансформатора, МВ•А;
Uн.вн,сн,нн - номинальное напряжение соответствующей ступени трансформатора, кВ.
Примем соотношение мощностей обмоток трансформатора 100/100/100, тогда:
, (6.6)
где Rв,н - активные сопротивления высшего, среднего и низшего напряжения трансформатора соответственно;
Pк - потери короткого замыкания, кВт.
, (6.7)
где Xв - полное сопротивление обмотки высшего напряжения.
Аналогично определяется индуктивное сопротивление обмотки низшего напряжения.
Рассчитаем параметры трансформатора по формулам (6.5)-(6.7):
Для максимального режима:
;
;
;
Для минимального режима:
;
;
;
Параметры линий определяются по формулам:
; (6.8)
, (6.9)
где r0,x0 - удельное активное и индуктивное сопротивление провода линии, Ом/км;
lw - длина линии, км.
; (6.10)
Для максимального режима:
;
;
.
Для минимального режима:
;
;
.
Параметры остальных линий сведены в ПРИЛОЖЕНИЕ А
Расчётная схема замещения электрической сети представлена в ПРИЛОЖЕНИИ Б
6.2 Расчёт токов в точках короткого замыкания
Расчёт токов КЗ начинается с составления расчётной схемы замещения до точки короткого замыкания. Затем эта схема приводится к простейшему виду: источник питания и точка КЗ соединяются через одно эквивалентное сопротивление Z?. Ток трёхфазного КЗ в относительных единицах определяется по формуле:
, (6.11)
где - ток трёхфазного КЗ в точке К в относительных единицах;
- суммарная ЭДС источников питания в относительных единицах;
- суммарное сопротивление до точки КЗ в относительных единицах.
Ток трёхфазного КЗ в именованных единицах определяется по формуле:
, (6.12)
где Iб - базисный ток той ступени, на которой определяется ток КЗ.
Расчёт ударного тока производится аналогично расчёту приведённому в разделе 5.1, только подстановка осуществляется в относительных единицах.
Рассмотрим расчёт токов КЗ в точке К1.
Схема замещения для расчёта токов КЗ в точке К1 представлена на рисунке 6.1.
а. б.
Рисунок 6.1 - Схема замещения для точки К1
а) в максимальном режиме, б) в минимальном режиме
Приведём схему замещения к простейшему виду, для чего определим эквивалентную ЭДС системы и эквивалентное сопротивление до точки КЗ.
Для максимального режима:
Т.к. сопротивления Z1 и Z3, Z2 и Z4 соединены последовательно, то:
,(6.13)
.
Эквивалентная ЭДС в этом случае определится по формуле:
. (6.14)
Рассчитаем параметры:
;
;
;
.
Для минимального режима:
Т.к. сопротивления Z1 и Z3 соединены последовательно, то:
,
.
Эквивалентная схема замещения, приведённая к простейшему виду, изображена на рисунке 6.2.
а. б.
Рисунок 6.2 - Схема замещения, приведённая к простейшему виду, для точки К1
а) для максимального режима б) для минимального режима.
Тогда ток трёхфазного КЗ:
Для максимального режима: .
Для минимального режима: .
Определим параметры необходимые для определения ударного тока:
Для максимального режима:
;
;
;
;
;
.
Для минимального режима:
;
;
Тогда постоянная времени находится как:
;
;
.
Для максимального режима:
;
;
.
Для минимального режима:
;
;
.
Найдём трёхфазный ток КЗ и ударный ток в именованных единицах.
Для максимального режима:
(кА) ;
(кА).
Для минимального режима:
(кА) ;
(кА).
Расчёт токов КЗ в остальных точках сведён в таблицу. 6.1.
Т.к. на отходящих линиях 10 кВ расчётные точки для коротких замыканий выбраны в конце самой длинной (точка К7) и самой короткой (точка К6) линии, то для остальных линий токи коротких замыканий будут, очевидно, находится в интервале между токами КЗ рассчитанными в точке К7 и токами КЗ в точке К6.
Таблица 6.1 Расчёт токов КЗ в максимальном и минимальном режиме
|
Максимальный режим |
|||||||||
|
Точка КЗ |
Iб, кА |
Iк(3), кА |
Iу, кА |
||||||
|
К1 |
0,09 |
0,73 |
0,75 |
1,34 |
3,16 |
2 |
2,68 |
6,32 |
|
|
К2 |
1,47 |
16,93 |
17,05 |
0,058 |
0,14 |
20,9 |
1,21 |
2,93 |
|
|
К3 |
20,44 |
34,58 |
42,96 |
0,023 |
0,03 |
20,9 |
0,48 |
0,6 |
|
|
К4 |
6,85 |
20,24 |
23,37 |
0,043 |
0,08 |
20,9 |
0,89 |
1,67 |
|
|
Минимальный режим |
|||||||||
|
К1 |
0,11 |
1,26 |
1,28 |
0,78 |
1,93 |
1,6 |
1,25 |
3,08 |
|
|
К2 |
1,27 |
14,91 |
14,98 |
0,067 |
0,16 |
17,6 |
1,18 |
2,81 |
|
|
К3 |
17,24 |
29,77 |
36,79 |
0,027 |
0,04 |
17,6 |
0,47 |
0,7 |
|
|
К4 |
5,8 |
17,69 |
20,29 |
0,05 |
0,1 |
17,6 |
0,88 |
1,76 |
7. ВЫБОР И РАСЧЕТ КОММУТАЦИОННО-ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ
7.1 Выбор выключателей и разъединителей
Выключатели выбираются по номинальному значению тока и напряжения, роду установки и условиям работы, конструктивному исполнению и отключающим способностям.
Выбор выключателей производится:
по напряжению
; (7.1)
длительному току
; (7.2)
по отключающей способности.
Проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания
, (7.3)
где iа.ном.- номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ; ном.- номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе; iа. - апериодическая составляющая тока к.з. в момент расхождения контактов выключателя ; - наименьшее время от начала к.з. до момента расхождения дугогасительных контактов.
, (7.4)
где tрз.мин.=0,01,с - минимальное время действия релейной защиты; tсоб.- собственное время отключения выключателя.
На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току короткого замыкания:
; , (7.5)
где I(3)кз - начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя;
Iпр,скв- действующее значение предельного сквозного тока короткого замыкания;
iпр.скв.- амплитудное значение предельного сквозного тока короткого замыкания;
iуд.- ударный ток к.з. в цепи выключателя.
На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу:
, (7.6)
где Iтерм,норм - предельный ток термической стойкости; tтерм,норм - нормативное время протекания предельного тока термической стойкости.
7.1.1 Выбор выключателей и разъединителей на стороне ВН (110 кВ)
Тепловой импульс тока короткого замыкания определяется по формуле
, (7.7)
, (7.8)
где tрз.осн - время действия основной релейной защиты; tоткл.выкл. - полное время отключения выключателя (справочная величина); Та- постоянная времени затухания апериодической слагающей тока к.з.
(кА2•с).
Максимальный рабочий ток на стороне высшего напряжения:
; (7.9)
(А).
Выбор и обоснование выключателей и разъединителей на стороне высшего напряжения приведены в ПРИЛОЖЕНИИ В
7.1.2 Выбор выключателей на стороне НН (10 кВ)
Максимальный рабочий ток на вводе 10 кВ:
(А).
Максимальный рабочий ток линий:
(А).
Выбор линейных аппаратов представлен в ПРИЛОЖЕНИИ В.
7.2 Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока выбираются:
- по напряжению установки
; (7.10)
- по току
; (7.11)
- по конструкции и классу точности ;
- по электродинамической стойкости:
, (7.12)
где iуд.- ударный ток к.з. по расчёту; Кэд.- кратность электродинамической стойкости по каталогу; I1ном.- номинальный первичный ток трансформатора тока;
- по термической стойкости
. (7.13)
7.2.1 Выбор трансформаторов тока на стороне ВН (110 кВ)
Для выключателя типа ВГТ-110 выбираем ТТ марки ТРГ-110 (6 штук на выключатель).
Для силового трансформатора выбираем встроенные ТТ марки ТВТ две штуки на один ввод. Выбор ТТ представлен в ПРИЛОЖЕНИИ В
7.2.2 Выбор трансформаторов тока на стороне НН (10 кВ)
Выбор ТТ на 10 кВ представлен в ПРИЛОЖЕНИИ В
7.3 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения выбираются:
- по напряжению установки
; (7.14)
- по конструкции и схеме соединения обмоток;
- по классу точности;
- по вторичной нагрузке.
Выбор трансформаторов напряжения представлен в ПРИЛОЖЕНИИ В
7.4 Выбор ограничителей перенапряжения
Номинальное фазное рабочее напряжение сети на стороне ВН равно:
(кВ).
С учётом коэффициента запаса:
(кВ).
Для стороны НН (10 кВ):
(кВ);
(кВ).
Выбранные по расчётным данным ОПН представлены в ПРИЛОЖЕНИИ В
В нейтраль главных силовых трансформаторов устанавливаем ограничитель перенапряжения типа ОПНН-П-110.
7.5 Выбор гибких шин и токопроводов
В РУ 110 кВ применяются гибкие шины, которые выполняются проводом марки АС.
Сечение гибких шин и токопроводов выбирается по:
-экономической плотности тока
; (7.15)
- по длительно допустимому току
; (7.16)
- по термическому действию тока к.з.
; (7.17)
- по электодинамическому действию тока к.з.
Проверка по условию коронирования необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше.
Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряжённости электрического поля, кВ/см:
, (7.18)
где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=0,82); r0 - радиус провода, см.
Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:
, (7.19)
где U - линейное напряжение, кВ; Dср.- среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см.
При горизонтальном расположении фаз:
, (7.20)
где D - расстояние между соседними фазами, см.
Провода не будут коронировать, если наибольшая напряжённость поля у поверхности любого провода на более 0,9•Е0. Таким образом, условие проверки на корону можно записать в виде:
. (7.21)
7.5.1 Выбор гибких шин на стороне ВН (110 кВ)
(А).
Экономическая плотность тока согласно [6] принимается равной jэк=1 А/мм2 при Тмах более 5000 ч (Тмах=5321 ч). Отсюда сечение поровода:
(мм2).
С учётом того, что на стороне 110 кВ осуществляется транзит, то сечение провода выберем на одну ступень больше.
Выбираем провод: АС-150; dп=17 мм2; Iдоп.=445 А.
Проверяем выбранный провод по длительному току:
(А).
Проверяем по условию коронирования:
(кВ/см);
(см);
(кВ/см).
По условию коронирования необходимо чтобы:
.
Условие выполняется, значит сечение повода выбрано правильно.
Согласно [6] на электродинамическое действие тока к.з. должны проверяться гибкие шины РУ при мощности к.з. Sк.з.?4000 МВ•А (при напряжении 110 кВ).В нашем случае Sк.з. на шинах 110 кВ равна:
(МВ•А).
Согласно [5] шины, выполненные голыми проводами на открытом воздухе, на термическое действие не проверяются.
7.5.2 Выбор шин на стороне НН (10 кВ)
Максимальный рабочий ток на стороне 10 кВ:
(А).
Выбираем алюминиевые шины на ток 1000А, поставляемые вместе с шкафами КРУН.
8. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
Релейную защиту подстанции выполняем на базе блоков микропроцессорной релейной защиты «Сириус».
Устройство «Сириус» является комбинированным микропроцессорным терминалом релейной защиты и автоматики. Применение в устройстве модульной мультипроцессорной архитектуры наряду с современными технологиями поверхностного монтажа обеспечивают высокую надежность, большую вычислительную мощность и быстродействие, а также высокую точность измерения электрических величин и временных интервалов, что дает возможность снизить ступени селективности и повысить чувствительность терминала.
Устройство обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:
- выполнение функций защит, автоматики и управления, определенных ПУЭ и ПТЭ;
- задание внутренней конфигурации (ввод/вывод защит, автоматики, сигнализации и т.д.);
- ввод и хранение уставок защит и автоматики;
- передачу параметров аварии, ввод и изменение уставок по линии связи;
- непрерывный оперативный контроль работоспособности (самодиагностику) в течение всего времени работы;
- блокировку всех выходов при неисправности устройства для исключения ложных срабатываний;
- получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачу команд аварийной и предупредительной сигнализации;
- гальваническую развязку всех входов и выходов, включая питание, для обеспечения высокой помехозащищенности;
- высокое сопротивление и прочность изоляции входов и выходов относительно корпуса и между собой для повышения устойчивости устройства к перенапряжениям, возникающим во вторичных цепях.
Питание цепей релейной защиты и автоматики (РЗА) осуществляется на выпрямленном оперативном токе от блока питания и зарядки.
8.1 Расчет релейной защиты отходящих линий
На одиночных линиях, согласно ПУЭ[с.315],с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться защита: первая ступень - токовая отсечка, вторая ступень - МТЗ с независимой или зависимой выдержкой времени. Для защиты отходящих линий используем блоки «Сириус-Л», предназначенные для защиты воздушных и кабельных линий 6-35 кВ.
На линиях 10 кВ и 35 кВ двухступенчатая защита: отсечка и МТЗ.
Токовая отсечка:
Iс.о. = kн I(3)кз , (8.1)
где kн - коэффициент надежности, kн =1,1;
I(3)кз - максимальный ток трехфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии.
Максимальная токовая защита:
, (8.2)
где kзап - коэффициент запаса, учитывающий погрешность реле, неточности расчета, принимаем kзап =1,1;
kв - коэффициент возврата реле, для «Сириус» kв = 0,95;
kсз - коэффициент самозапуска, учитывает возможность увеличения тока в защищаемой линии вследствие самозапуска электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения К.З.;
Ipmax - максимальный ток в линии в нормальном режиме.
Чувствительность защиты считается достаточной, если при К.З. в конце защищаемого участка Кч>1,5 , а при К.З. в конце резервируемого участка Кч>1,2 Коэффициент чувствительности защиты:
, (8.3)
где I(2)к,min - минимальный ток двухфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии;
Ток срабатывания реле определяется из выражения:
, (8.4)
где Кт - коэффициент трансформации трансформатора тока;
kсх - коэффициент схемы, зависит от способа соединения трансформаторов тока и имеет значения 1 - при соединении в полную и неполную звезду и - при включении реле на разность токов двух фаз.
Избирательность защиты обеспечивается выбором выдержки времени по условию:
tс.з.=tс.з.пред+t, (8.5)
где tс.з.пред - время срабатывания защиты предыдущей ступени. в нашем случае это время перегорания плавких вставок предохранителей в конце линий 10 кВ. Примем время срабатывания плавких вставок tпл.вст.=0,5 с.
t - ступень селективности, в расчетах принимается равной 0,6-1с- для защит с ограниченной зависимостью от тока К.З. характеристикой времени срабатывания и 0,2-0,6с - для защит с независимой характеристикой времени срабатывания.
Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью не является К.З. Поэтому защиту выполняют действующей на сигнал и только когда это необходимо по требованиям безопасности, действующей на отключение.
Рассчитаем уставки линий 35 кВ.
Ток срабатывания отсечки:
Iс.о.W4 = 1,1 420=462 (А);
Iс.о.W5,W6 = 1,1 400=440 (А).
Ток срабатывания МТЗ:
(A);
(A).
Коэффициент чувствительности защиты:
1,5;
1,5;
;
.
Ток срабатывания реле отсечки:
(A);
(A).
Ток срабатывания реле МТЗ :
(A);
(A).
Время срабатывания МТЗ:
tс.з.=0,7+0,2=0,9 (c).
Рассчитаем уставки линий 10 кВ.
Ток срабатывания отсечки:
Iс.о.W9 = 1,1 200=220 (А);
Iс.о.W16 = 1,1 1620=1782 (А).
Ток срабатывания МТЗ:
(A);
(A).
Коэффициент чувствительности защиты:
1,5;
1,5;
;
.
Отсечка линии W16 будет защищать часть линии
Ток срабатывания реле отсечки:
(A);
(A).
Ток срабатывания реле МТЗ :
(A);
(A).
Время срабатывания МТЗ:
tс.з.=0,5+0,2=0,7 (c).
Расчетные данные уставок вводим в блок «Сириус» с встроенной клавиатуры.
8.2 Расчет защиты силовых трансформаторов
В соответствии с ПУЭ, для силовых трансформаторов более 6300 кВА должны выполнятся защиты: дифференциальная токовая и газовая, которые используются в качестве основных защит, максимальная токовая защита (МТЗ), используемая в качестве резервной, и защита от перегрузки с действием на сигнал.
8.2.1 Дифференциальная токовая защита трансформаторов
Дифференциальную защиту трансформатора выполняем на блоке «Сириус-Т3». Расчет производится по методике предприятия изготовителя данных блоков.
Выбору подлежат:
- IномВН - номинальный вторичный ток ВН трансформатора, соответствующий номинальной мощности;
IномСН - номинальный вторичный ток СН трансформатора, соответствующий номинальной мощности;
- IномНН - номинальный вторичный ток НН трансформатора, соответствующий номинальной мощности;
- Группа ТТ ВН - группа сборок цифровых ТТ на стороне ВН;
- Группа ТТ СН - группа сборок цифровых ТТ на стороне СН;
- Группа ТТ НН - группа сборок цифровых ТТ на стороне НН;
- Размах РПН - размах регулирования РПН;
- Сторона РПН - сторона трансформатора на которой установлено устройство РПН
Первичный номинальный ток трансформатора находится по формуле:
, (8.6)
где Sном.тр - номинальная мощность трансформатора;
Uном - номинальное напряжение.
Расчет сводим в таблицу 8.1.
Таблица 8.1 Результаты расчета вторичных токов в плечах защиты
|
Наименование величины |
Численное значение для стороны |
|||
|
110 кВ |
35 кВ |
10 кВ |
||
|
Первичные номинальные токи трансформатора, А |
31,67 |
98,4 |
346,8 |
|
|
Коэффициенты трансформации трансформаторов тока, kI |
20 |
30 |
80 |
|
|
Вторичные токи в плечах защиты, А |
1,6 |
3,3 |
4,3 |
|
|
Принятые значения, А |
1,6 |
3,3 |
4,3 |
|
|
Размах РПН, % |
16 |
Группа ТТ НН, группа ТТ СН и группа ТТ СН подбирается с учетом группы защищаемого трансформатора и групп сборки измерительных ТТ по таблицам, указанным в паспорте на устройство «Сириус-Т3».
8.2.2 Дифференциальная защита (ДЗТ-1)
Выбору подлежит Iдиф/Iном - относительное значение уставки срабатывания отсечки.
Уставка должна выбираться из двух условий:
1) отстройка от броска тока намагничивания.
2) отстройка от максимального первичного тока небаланса при переходном режиме расчетного внешнего КЗ.
1) Отстройку от броска тока намагничивания производим по условию:
Iдиф/Iном = 4.
2) Отстройку от максимального первичного тока небаланса при переходном режиме расчетного внешнего КЗ производим по условию:
Iдиф/Iном = Котс·Кнб(1)•I*кз.вн.max, (8.7)
где Котс - коэффициент отстройки, Котс=1,2;
Кнб(1) - отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитуде периодической составляющей тока внешнего КЗ, Кнб(1) = 0,7;
I*кз.вн.max - отношение тока внешнего расчетного КЗ к номинальному току трансформатора.
Отстройка от тока КЗ на стороне НН:
;
Iдиф/Iном = 1,2·0,7·31,67 = 123,1.
Отстройка от тока КЗ на стороне СН:
;
Iдиф/Iном = 1,2·0,7·59,36 = 49,86.
Принимаем уставку 123.
8.2.3 Дифференциальная защита с торможением (ДЗТ-2)
Тормозная характеристика приведена на рисунке 8.1
Рисунок 8.1 -Тормозная характеристика
Выбору подлежат:
Iд1/Iном - базовая уставка ступени, Iд1/Iном = 0,3;
Кторм - коэффициент торможения (наклон тормозной характеристики на втором участке);
Iт2/Iном - вторая точка излома тормозной характеристики, Iт2/Iном = 2;
Iдг2/Iдг1 - уставка блокировки от второй гармоники, Iдг2/Iдг1 = 0,15.
Коэффициент торможения Кторм должен обеспечивать несрабатывание ступени при сквозных токах, соответствующих второму участку тормозной характеристики ( от 1,0 до 3,0 Iном).
Ток небаланса порождаемый сквозными токами:
, (8.8)
где Кпер - коэффициент учитывающий переходный режим, Кпер = 2,5;
Кодн - коэффициент однотипности трансформаторов тока, Кодн = 1,0;
е - относительное значение полной погрешности ТТ в установившемся режиме, е = 0,1;
ДUРПН - размах регулирования РПН, ДUРПН = 0,16;
Дf - погрешность обусловленная неточностью задания токов ВН и НН,
Дf = 0,04.
Iдиф = Котс ·Iнб.расч, (8.9)
где Котс = 1,3.
Iдиф =1,3 ·(2,5·1,0·0,1 + 0,13 + 0,04)·Iскв = 0,546 Iскв.
Коэффициент снижения тормозного тока равен:
. (8.10)
.
Чтобы реле не сработало коэффициент торможения должен определятся по выражению:
. (8.11)
.
Коэффициент чувствительности при отсутствии торможения:
. (8.12)
На стороне СН:
.
На стороне НН:
.
8.2.4 Защита от перегрузок
Уставка сигнала перегрузки принимается равной:
, (8.13)
где Котс - коэффициент отстройки, Котс=1,05;
Кв - коэффициент возврата, Кв=0,95.
(А);
(А);
(А).
8.2.5 Газовая защита трансформаторов
Газовая защита реагирует на повреждения внутри бака трансформатора, при которых происходит выделение газа или ускоренное протекание масла или смеси масла с газом из бака в расширитель, а также и по другим причинам (междуфазные КЗ, межвитковые замыкания в обмотках, замыкание обмотки на корпус, пожар в стали магнитопровода и др.).
Газовая защита поставляется с газовым реле Бухгольца BF 80/Q (B - реле с двумя элементами, F - с фланцем, 80 - внутренний диаметр фланца в мм, Q - фланец квадратной формы).
В зависимости от вида и развития повреждения трансформатора возможна последовательная работа сигнального и отключающего элементов реле или их одновременная работа.
Газовая защита подключается к блоку «Сириус-Т3»
8.3 Расчет защиты вводных и секционных выключателей
На вводные и секционные выключатели ставим МТЗ. Расчет уставок аналогичен расчету для МТЗ отходящих линий.
Параметры защиты вводных и секционных выключателей приведены в таблице 6.2
Таблица 6.2 Параметры защиты вводных и секционных выключателей
|
Место установки |
Ток срабатывания, А |
Ток срабатывания реле, А |
Время срабатывания, с |
Коэффициент чувствительности |
|
|
Секционный выключатель НН |
448 |
7,5 |
0,9 |
3,5 |
|
|
Секционный выключатель СН |
91 |
1,82 |
1,1 |
8,72 |
|
|
Секционный выключатель ВН |
333 |
5,55 |
1,5 |
7,5 |
|
|
Вводной выключатель НН |
897 |
14 |
1,1 |
2,04 |
|
|
Вводной выключатель СН |
230 |
4,55 |
1,3 |
4,34 |
|
|
Вводной выключатель ВН |
333 |
5,55 |
1,7 |
7,5 |
8.4 Расчет устройства автоматического включения резерва
Функция автоматического включения резерва (АВР) выполняется совместными действиями «Сириус-С» (секционный выключатель) и двух «Сириус-В» (вводные выключатели).
«Сириус-В» выполняет следующие функции:
контролирует напряжения UAB, UBC на секции, напряжение до выключателя UВНР (схема нормального режима) и формирует команды управления выключателем ввода и секционным выключателем;
выполняет АВР без выдержки времени при срабатывании защит трансформатора;
контролирует параметры напряжения на секции и формирует сигнал “Разрешение АВР” для «Сириус-С» соседней секции.
«Сириус-С» выполняет команды “Включение”, поступающие от «Сириус-В», без выдержки времени. Исходной информацией для пуска и срабатывания АВР является уровень напряжений UАВ, UВС и UВНР, контролируемых «Сириус-В», положение силового выключателя ввода (“Вкл.”/”Откл”), а также наличие сигнала "Разрешение АВР" от «Сириус-В» соседней секции.
1) Напряжение срабатывания защиты минимального действия:
. (8.14)
(В).
1) Уставка на резервном источнике определяется из условия отстройки от минимального рабочего напряжения :
. (8.15)
(В).
Время срабатывания АВР:
tАВР = tмтз.В.В + Дt . (8.16)
tАВР.НН = 1,1 + 0,4 = 1,5 (с);
tАВР.СН = 1,3 + 0,4 = 1,7 (с);
tАВР.ВН = 1,7 + 0,4 = 2,1 (с).
8.5 Построение карты селективности
Все токи на карте селективности приведены к стороне 10 кВ.
Карта селективности приведена в на листе 4.
9. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА
9.1 Технико-экономическое обоснование выбора схемы электроснабжения проектируемого объекта
Произведем технико-экономический расчет для различных схем ОРУ 110 кВ представленных на листе 5.
1) Схема с двумя рабочими и одной обходной системой шин.
2) Схема с двумя рабочими секционированными и одной обходной системой шин
Определим суммарные приведенные затраты на один выключатель:
, (9.1)
где Е - норма дисконта, Е=0,25;
- полные капитальные затраты с учётом стоимости оборудования и монтажных работ;
- затраты на обслуживание, ремонт и амортизацию.
, (9.2)
где Ц- цена на оборудование, тыс. руб.
- индекс цен оборудования (I=1);
- коэффициент учитывающий транспортно заготовительные работы связанные с приобретением оборудования, (=0,05 для оборудования с массой более 1т.);
- коэффициент учитывающий затраты на строительные работы (в зависимости от массы и сложности оборудования);
- коэффициент учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования ( от оптовой цены на оборудование).
тыс.руб.;
, (9.3)
где норма амортизационных отчислений;
- норма обслуживания оборудования;
- норма ремонта оборудования.
тыс.руб.
тыс.руб.
Определим суммарные приведенные затраты на все выключатели для рассматриваемых схем:
1) З? = 7•318,43 = 2229,01 тыс. руб.
2) З? = 11•318,43 = 3502,43 тыс. руб.
Определим суммарные приведенные затраты на один разъединитель:
тыс.руб.;
тыс.руб.
тыс.руб.
Определим суммарные приведенные затраты на все разъединители для рассматриваемых схем:
1) З? = 23•20,1 = 462,3 тыс. руб.
2) З? = 37•20,1 = 743,7 тыс. руб
Определим суммарные приведенные затраты на один трансформатор напряжения:
тыс.руб.;
тыс.руб.
тыс.руб.
Определим суммарные приведенные затраты на все трансформаторы напряжения для рассматриваемых схем:
1) З? = 3•155,36 = 466,08 тыс. руб.
2) З? = 4•155,36 = 621,44 тыс. руб
Определим суммарные затраты на всю схему ОРУ
З?1 = 2229,01 + 462,3 + 466,08 = 3157,39 тыс. руб.
З?2 = 3502,43 + 743,7 + 621,44 = 4867,57 тыс. руб.
Таблица 9.2 Технико-экономические показатели сравниваемых схем электроснабжения
|
Показатель |
1 вариант |
2 вариант |
|
|
Суммарные приведенные затраты на выключатели |
2229,01 |
3502,43 |
|
|
Суммарные приведенные затраты на разъединители |
462,3 |
743,7 |
|
|
Суммарные приведенные затраты на трансформаторы напряжения |
466,08 |
621,44 |
|
|
Итого |
3157,39 |
4867,57 |
Затраты для второго варианта больше на 1710000 рублей, также увеличится территория занимаемая ОРУ 110 кВ и усложнится система релейной защиты и автоматики, что в свою очередь приводит к увеличению затрат. С технической точки зрения применение схемы с секционированными системами шин нецелесообразно применять для данной подстанции. Поэтому применяем первый варианта схемы.
9.2 Сметно-финансовый расчет схемы электроснабжения
9.2.1 Составление сметы-спецификации электрооборудования подстанции
Смета-спецификация является упрощенной формой «Ведомости необходимого для выполнения всего объема работ электротехнического оборудования и вспомогательных материалов». Она разрабатывается на основании схем электроснабжения. Смета-спецификация представлена в ПРИЛОЖЕНИИ Л
9.2.2 Составление сметы затрат на монтаж электрооборудования
Смета - экономический документ, характеризующий предел допустимых затрат на сооружаемый объект. Смета служит исходным документом для планирования капитального строительства.
Основные показатели, определяемые по смете:
- стоимость оборудования (СОБ).
СОБ = 24228614 рубля;
- стоимость монтажных и демонтажных работ (СМД).
СМД = 343798,66 + 17907,15 = 361705,81 рубля;
- стоимость использованных материалов, используемых при монтаже(СМАТ).
СМАТ = 258514,20 рублей;
- заработная плата рабочих (ЗП = ЗПОМ + ЗПЭММ + ЗПОД + ЗПЭМД).
ЗП = 79948,8 + 17871,97+ 4402,05 + 968,79 = 103191,61 рубля;
- стоимость строительно-монтажных работ (ССМР). ССМР = СОБ + СМ,
ССМР = 24228614 + 361705,81 = 24590319,81 рубля;
- стоимость оборудования и материалов (СОМ). СОМ = СОБ + СМАТ
СОМ = 24228614 + 361705,81 = 24590319,81 рубля;
- суммарная трудоемкость строительно-монтажных работ - Т,
Т = 7951,05 + 870,45 = 8821,5 чел.- часов.
Смета на монтаж электрооборудования представлена в ПРИЛОЖЕНИИ М
9.3 Пересчет сметной стоимости в цены 2006 года
1.Материальные затраты (С*ОМ) текущего периода рассчитываются по формуле (стоимость оборудования и материалов, используемых при монтаже):
С*ОМ = СОБ + СМАТ• IМЗ,
где IМЗ - цепной индекс изменения цен на материальные затраты, IМЗ=3,1 на 3-й квартал 2006 г.
С*ОМ = 23058000 + 258514,20 • 3,1 = 25030008,43 (рубля).
2.Затраты на основную заработную плату по монтажу (ЗП*О):
ЗП*О = (ЗПОМ + ЗПОД) · IЗП ,
где IЗП - цепной индекс изменения темпов роста заработной платы вспомогательных рабочих, IЗП.ЭМ = 6,3 на 3-й квартал 2006 г.
ЗП*О = (79948,8 + 17871,97) · 6,3 = 531410,36 (рубля).
3.Затраты на заработную плату рабочих, занятых эксплуатацией машин (ЗП*ЭМ):
ЗП*ЭМ = (ЗПЭММ + ЗПЭМД) · IЗП.ЭМ ,
где IЗП.ЭМ - цепной индекс изменения темпов роста заработной платы вспомогательных рабочих, IЗП.ЭМ = 6,3 на 3-й квартал 2006 г.
ЗП*ЭМ = (4402,05 + 968,79) · 6,3= 118696,79 (рубля).
4.Транспортные расходы: (С*ТР) (3 % от материальных затрат):
С*ТР = 0,03 · С*ОМ.
С*ТР = 0,03 · 25030008,43 = 750900,25 (рубля).
5. Посреднические услуги: (20 % материальных затрат):
С*ПОСР = 0,2 · С*ОМ.
С*ПОСР = 0,2 · 25030008,43 = 5006001,69 (рубля).
6. Средства в фонд НИОКР: (2 % от заработной платы):
С*НИОКР = 0.02 · ЗП*О.
С*НИОКР = 0,02 · 531410,36 = 10628,21 (рубля).
7. Приобретение строительных машин: (9 % от материальных затрат):
С*СМ = 0,09 · С*ОМ.
С*СМ = 0,09 · 25030008,43 = 2252700,76 (рубля).
8. Дополнительные затраты на временные здания и сооружения: (3 % от материальных затрат):
С*ВЗ = 0,03 · С*ОМ.
С*ВЗ = 0,03 · 25030008,43 = 750900,25 (рубля).
9. Прочие затраты с учетом платежей по единому социальному налогу (35,6 % от заработной платы + дополнительные отчисления в социальные фонды предприятия), сумма отчислений уточняться по данным предприятия:
С*ПР = 0,356 · ЗП*О.
С*ПР = 0,356 · 531410,36 = 189182,09 (рубля).
10. Затраты на развитие баз индустрии: (10 % сметной стоимости вводимого объекта):
С*БАЗ = 0,1 · (С*ОМ + ЗП*О + ЗП*ЭМ).
С*БАЗ = 0,1 · (25030008,43 + 531410,36 + 118696,79) = 2568011,56 (рубля).
11. Накладные расходы: (87 % от ФЗП):
С*НР = 0,87 · ЗП*О.
С*НР = 0,87 · 531410,36 = 462327,01 (рубля).
12. Затем определяется общая сумма по смете, т.е. получаем «Итого:» как сумма рассчитанных значений по смете (С*СМ) с пункта1 по пункт 11.
С*СМ = 37670767,39 (рубля).
13.Плановые накопления: (8 % от итого по смете):
С*ПЛ = 0,08 · С*СМ.
С*ПЛ = 0,08 · 37670767,39 = 3013661,39 (рублей)
14. «Всего:» по смете определяется как сумма сметной стоимости вводимого объекта в ценах текущего периода и величины плановых накоплений.
С* = С*СМ + С*ПЛ.
С* = 37670767,39 + 3013661,39 = 39206689,95 (рубля).
15. Налог на добавленную стоимость (С*НДС): (18 % от всей сметной стоимости вводимого объекта (С*))
С*НДС = 0,18 · С*.
С*НДС = 0,18 · 39206689,95 = 8136885,76 (рубля)
16. Итого по объекту:
С*ВВ = С* + СНДС.
С*ВВ = 39206689,95 + 8136885,76 = 48821314,53 (рубля)
Полученные расчеты сводим в таблицу, которая приведена в
ПРИЛОЖЕНИИ Н, где находят свое отражение расчеты по исходной схеме электроснабжения в ценах стабильного и текущего периодов.
9.4 Составление сметы затрат на демонтаж электрооборудования
Затраты на демонтаж берутся 50% от стоимости монтажных работ.
Определение сметной стоимости на демонтаж электрического оборудования приведено в ПРИЛОЖЕНИИ О
9.5 Организация строительно-монтажных работ по вводу энергообъекта
9.5.1 Расчет численности и состава бригад электромонтажников
Исходя из заданного срока выполнения строительно-монтажных работ, рассчитывают явочную численность бригад электромонтажников по формуле:
, (10.4)
где Т - общие трудозатраты (общая трудоемкость) выполнения монтажных работ, определяемая по сметно-финансовому расчету, чел-ч.;
ТПЛ - плановый срок выполнения монтажных работ. Определяется по формуле:
ТПЛ = n • ТМЕС, (10.5)
где n - количество месяцев планируемых на проведение строительно-монтажных работ, мес.;
ТМЕС - месячный фонд рабочего времени, час.
КВ - коэффициент выполнения норм труда, принимается в диапазоне 1,00…0,40.
КИ - коэффициент использования рабочего времени, принимается равным значению 0,9.
ТПЛ = 1 • 168 = 168 (час.).
(чел.).
Принимаем Чя = 8 чел.
Списочное число электромонтажников:
ЧСПИС = ЧЯ • КНВ, (10.6)
где КНВ - плановый коэффициент невыходов на работу. Учитывает плановые невыходы работающих в связи с предоставлением работникам очередного отпуска, учебного отпуска, потери рабочего времени по болезни, потери трудоспособности выполнения государственных обязанностей и другие плановые потери. Для большинства предприятий КНВ = 1,10…1,15.
ЧСПИС = 8 • 1,1 = 9 (чел.).
Принимаем ЧСПИС = 9 чел.
9.5.2 Расчет ленточного графика выполнения электромонтажных работ
Ленточные графики представляют собой указания о времени начала и окончания той или иной работы. По длительности лент, их последовательности можно представить занятость строительно-монтажной бригады. При построении ленточного графика учитывается производительность и число рабочих.
Продолжительность работы определяется:
, (10.7)
где Тр - трудоемкость работ;
ч - число человек работающих на данном объекте ;
кВ - коэффициент производительности кВ=1,1;
кИ - коэффициент использования рабочего времени кИ=0,9;
n - число рабочих часов в сутки, n=8ч.;
t1 - продолжительность работы при 8-часовом рабочем дне.
, (10.8)
где t2 - продолжительность непрерываемой работы (в круглосуточном рабочем дне).
Ленточный график приведен в ПРИЛОЖЕНИИ П.
9.6 Технико-экономическое обоснование реконструкции
Ввиду снижения мощности подстанции, пропадает необходимость в третьем трансформаторе, при реконструкции производится его демонтаж. За счет этого снижаются потери холостого хода на 150 МВт/час, 300 тыс. руб., однако возникает необходимость в установке трех выключателей. По расчетам Тотемских электрических сетей затраты на монтаж выключателей не превысят 3000000 рублей. Остаточная стоимость трансформатора составляет 3500000 рублей. Таким образом при реконструкции подстанции «Тарнога» снижаются потери холостого хода в трансформаторах, расходы на их обслуживание и Тотемские электрические сети получают дополнительную прибыль от продажи демонтируемого трансформатора.
10. ОХрана труда
10.1 Мероприятия по безопасному ведению работ в действующих электроустановках
Организационные мероприятия.
Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работы в электроустановках, являются:
а) оформление работы наряд-допуском, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;
б) допуск к работе;
в) надзор во время работы;
г) оформление перерыва в работе, переводов на другое рабочее место, окончания работы.
Наряд, распоряжение, текущая эксплуатация.
Работа в электроустановках производится по наряду, распоряжению, в порядке текущей эксплуатации.
Наряд - это задание на производство работы, оформленное на специальном бланке установленной формы и определяющее содержание, место работы, время ее начала и окончания, условия безопасного проведения, состав бригады и лиц, ответственных за безопасность выполнения работы, и пр.
Подобные документы
Определение расчетных нагрузок и выбор силовых трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических схем первичных соединений подстанции. Выбор ограничителей перенапряжения. Выбор ячеек закрытого распределительного устройства.
курсовая работа [167,2 K], добавлен 16.03.2017Расчет суммарной расчетной мощности подстанции на шинах 10 кВ. Выбор числа и расчет мощности силовых трансформаторов. Определение токов короткого замыкания. Выбор электроаппаратов, токопроводов, заземляющих устройств по условиям рабочего режима.
дипломная работа [775,7 K], добавлен 23.09.2014Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания и их ограничение. Определение структурной схемы. Разработка главной схемы подстанции. Выбор и проверка электрических аппаратов, кабелей и электроизмерительных приборов.
курсовая работа [3,5 M], добавлен 22.09.2014Обоснование выбора схем электрических соединений подстанции. Расчет электрических нагрузок, токов короткого замыкания. Выбор трансформатора, реактора, выключателей, жестких шин. Определение параметров схемы замещения. Расчет заземляющего устройства.
курсовая работа [195,2 K], добавлен 17.05.2015Выбор турбогенераторов и распределение их по напряжениям. Расчет перетоков мощности через трансформаторы связи. Выбор силовых трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания, параметров электрической схемы замещения. Выбор электрических аппаратов.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 18.05.2016Общая характеристика Борзинского района, особенности климатических и природных условий. Проектирование электрической подстанции, расчет электрических нагрузок. Выбор силовых трансформаторов, расчет токов короткого замыкания. Выбор электрооборудования.
дипломная работа [371,3 K], добавлен 19.08.2011Проект реконструкции подстанции "Рождественское", предназначенной для снабжения электроэнергией сельских потребителей. Построение графиков нагрузок по режимным дням и выбор мощности трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Экологичность проекта.
дипломная работа [187,0 K], добавлен 29.04.2010Выбор основного оборудования электрической части ТЭЦ: генераторов, трансформаторов связи, блочного трансформатора. Расчет параметров схемы замещения, токов короткого замыкания в контрольных точках. Сопротивление обратной и нулевой последовательности.
курсовая работа [999,3 K], добавлен 15.03.2012Расчет электрических нагрузок главной понижающей подстанции. Выбор силовых трансформаторов. Расчет питающих линии электропередач, токов короткого замыкания. Выбор оборудования и конструктивное выполнение подстанции. Релейная защита и сетевая автоматика.
курсовая работа [917,1 K], добавлен 04.12.2013Тип 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
