Перспективы развития высоковольтных цепей Иволгинского РЭС

трансформатор электроснабжение высоковольтный Энергетика является важнейшей и необходимой отраслью экономики России. Однако в связи со сложившейся в стране ситуацией, наметился спад в данной отрасли. Энергетика переживает в последнее время наиболее сложный период в своем существовании и развитии. Производство электроэнергии является одним из главных показателей экономического уровня страны и отражает общие состояние производственных сил.

Кризис неплатежей и постоянный рост цен на топливо, и оборудование, острая нехватка средств приводят к ухудшению технической базы на энергопроизводстве, которое совместно с человеческим фактором зачастую приводит к различного рода аварийным ситуациям, а иногда и к травматизму и гибели обслуживающего персонала. Всё это приводит к необходимости повышения требований к подготовке структурно-технологическим решений к методам управления, а также к увеличению требований и надёжности электроснабжения.

Данная дипломная работа состоит из: введения, специального раздела, заключения, списка литературы, приложения и графической части.

— во введении указываются актуальность выбранной темы, её разработанности;

— в 13-ти главах изложен материал необходимый для реализации предложенного проекта;

— в специальной части проекта рассмотрены критерии реконструкции систем электроснабжения Гусиноозерской ГРЭС;

— в приложении изложены результаты расчетов;

— в заключение указываются преимущества строительства новой подстанции.

1. Постановка задачи, формирования структуры проекта, перспективы развития высоковольтных цепей «Иволинского РЭС»

В настоящее время потребители электрической энергии Иволгинского района сотниковского участка и левого берега запитаны от головной подстанции напряжением 110/10 кВ «БВС».

Опорная подстанция «БВС» расположена на левом берегу реки Селенга — в поселке Заречный, в северо-западной его части.

П/ст «БВС» 110/10 кВ питается по ВЛ-184 и ВЛ-183 и идет отпайкой от основного кольца 110 кВ по г. Улан-Удэ. Данная п/ст работает на двухобмоточных трансформаторах 1 Т и 2 Т с мощностью по 10 000 КВА каждый. От п/ст «БВС» отходит 12 фидеров: Ф10 Очистные, Ф8 ЗССК, Ф6 ПТФ, Ф4 рп ЖКХ, Ф2 ГЭС, Ф1 РП ЖКХ, Ф3 ЗССК, Ф5 ПТФ, Ф7 ЖКХ, Ф9 ГЭС, Ф11 Очистные, Ф13 АТС.

В зимний период п/ст «БВС» сильно загружена, КЗ=0,99, что не безопасно для работы оборудования и электроснабжения потребителей. Для надежной работы п/ст и обеспечения потребителей необходимой нагрузкой, необходимо «разгрузить» п/ст «БВС».

П/ст «БВС» выполнена по схеме с применением короткозамыкателя и отделителя по стороне высшего напряжения 110 кВ. На стороне низшего напряжения 10 кВ. установлено комплектное распределительное устройство наружной установки (КРУН-10) серии К-37 с ячейками на выкатных тележках с масляными выключателями.

Все потребители электрической энергии Иволгинского района запитаны от головной подстанции напряжением 110/35/10 кВ «Иволга». Опорная подстанция «Иволга» расположена в районном центре — в поселке Иволгинск, в северо-восточной его части.

Она выполнена по схеме с применением короткозамыкателя и отделителя по стороне высшего напряжения 110 кВ., масляными выключателями на стороне среднего напряжения 35 кВ. На стороне низшего напряжения 10 кВ. установлено комплектное распределительное устройство наружной установки (КРУН-10) серии К-37 с ячейками на выкатных тележках с масляными выключателями. На подстанции установлены два силовых трехобмоточных трансформатора типа ТДТН. Трансформатор 1 Т имеет мощность 16 000 кВА, трансформатор 2 Т — мощность 10 000 кВА.

На данный момент (2007 год) два района (Иволга, Тарбагатай) питаются от подстанции Медведчиково по воздушной линии напряжением 110 кВ., МТИ-160 (Медведчиково — Тарбагатай — Иволга), что является недостаточной категорией по электроснабжению двух районов.

Для повышения надежности электроснабжения Иволгинские электрические сети связаны воздушной линией напряжением 35 кВ ОЖ-349 (Оронгой — Жаргалантуй) с Южными электрическими сетями.

От опорной подстанции «Иволга» по линиям напряжением 35 кВ производится питание четырёх промежуточных понизительных подстанций 35/10 и 35/6 кВ.

Трансформаторная подстанция «Гурульба» 35/10 кВ., питается по линиям ВЛ-35 кВ — ИГ-3016 (Иволга — Гурульба). На подстанции установлены два трансформатора типа ТМН, мощностью 4000 кВА каждый. Открытое распределительное устройство 35 кВ. выполнено с установкой масляных выключателей типа ВМГ-35/630.

Подстанция 35/10 кВ «Оронгой» питается по воздушной линии ОХ-3081 (Иволга — Оронгой — Хурумша) и имеет два трансформатора мощностью 2500 кВА каждый.

Подстанция «Нижняя — Иволга» запитана от подстанции «Иволга» 110/35/10 кВ по воздушной линии напряжением 35 кВ. На ней установлены трансформаторы типа ТМН, 1 Т мощностью 1600 кВА, 2 Т мощностью 1000 кВА.

РП «Сотниково» 10/0,4 кВ запитана от подстанции «БВС» 110/10 кВ по воздушным линиям Ф6 ПТФ и Ф5 ПТФ напряжением 10 кВ, и по резервной линии Г-2 со стороны подстанции «Гурульба» 35/10 кВ.

В данном дипломном проекте рассматривается проект строительства подстанции Сотниково 110/10кВ, два трансформатора мощностью 2500кВ*А. Либо на напряжение110/35/10 кВ, с заменой линии 10 кВ (Ф2 с ПС «Грульба») на ВЛ 35 кВ, а также реконструкцию ПС «БВС» и ПС «Иволга» (с заменой новых более мощных трансформаторов).

В результате исследования были выявлены преимущества строительства новых подстанций.

В работе раскрыты основные вопросы проектирования и расчета, потверждающие работоспособность и надежность проектируемых подстанций с учетом эксплуатационных, технологических, экономических и экологических факторов.

1.1 Характеристика электрифицируемого района и основные пути реконструкции системы электроснабжения

ПС «БВС» расположена в поселке Заречный на левом берегу реки Селенги в северной части. Данная подстанция находится в затопляемой зоне и поэтому она стоит на искусственно сделанном бугре высотой 5 метров.

Обслуживает ПС «БВС» Зареченский строительный комбинат, АТС, РП-10 Сотниково, Очистные сооружения, квартальную котельную рп ЖКХ, а также школу, жилой массив и садоводческие товарищества.

Иволгинский район расположен в центральной части республики Бурятия, преимущественно в лесостепной местности. Основной вид деятельности района сельское хозяйство.

В Иволгинском районе расположены две войсковые части Министерства Обороны РФ и часть Федеральной Правительственной связи, которые являются потребителями электрической энергии первой категории, и, следовательно, питание их должно осуществляться от двух независимых источников (двух фидеров от разных подстанций).

Основными потребителями электроэнергии первой категории в районе также являются центральная районная больница с хирургическим отделением, и центральная котельная жилищно-коммунального хозяйства Иволгинского района, Иволгинская кондитерская фабрика «Иволкон», районная автоматическая телефонная станция.

Иволгинский район Сотниковский участок расположен в северной части этого района. На севере поселка Сотниково расположены Очистные сооружения, которые являются потребителями электрической энергии первой категории, центральная котельная жилищно-коммунального хозяйства, автоматическая телефонная станция.

Учитывая интенсивное развитие Иволгинского района и левого берега реки Селенги в последние годы, рост числа населения в данных районах, остро назрела необходимость в дополнительном введении новых мощностей.

Во-первых, строительство понижающей подстанции напряжением 110/10 кВ в поселке Сотниково, на месте функционирующего РП-10 Сотниково. Со строительством подстанции «разгружается» ПС «БВС», которая в настоящее время при максимальном режиме имеет наибольший коэффициент загрузки Кз=0,99, отсюда часть нагрузки (2 фидера: Ф6 ПТФ и Ф5 ПТФ) с подстанции 110/10 кВ «БВС» переходят на подстанцию 110/10 кВ «Сотниково». РП-10 «Сотниково» 10/0,4 кВ запитана от подстанции «БВС» 110/10 кВ по воздушным линиям Ф6 ПТФ и Ф5 ПТФ напряжением 10 кВ, и по резервной линии Г-2 со стороны подстанции «Гурульба» 35/10 кВ. Строительство и запуск этой подстанции дает дополнительные возможности для резервирования сети напряжения 10 кВ Иволгинского района, чем повышается надежность электроснабжения населенных пунктов и ответственных потребителей.

Во-вторых, предполагается замена линии 10 кВ от п/ст «Гурульба» 35/10 кВ — ПС «Сотниково» на ВЛ — 35 кВ и сооружение ПС «Сотниково» 110/35/10 кВ, что значительно повысит надежность электроснабжения по данному сетевому району с учетом наличия потребителей 1 категории — Аэропорт и новая взлетно-посадочная полоса, а также расширение системы водоочистки на объекте «Очистные сооружения», и избавит от необходимости замены трансформаторов на ПС «БВС» и «Иволга»

1.2 Обоснование выбора номинальных напряжений питающей и распределительной сети и месторасположения опорной подстанции

Номинальное напряжение питающей линии 110 кВ для проектируемых подстанций напряжением 110/10 кВ и 110/35/10 кВ «Сотниково» выбрано потому, что по местности, где предполагается установить подстанцию проходит воздушные линии 110 кВ МСЗ-183 и МС-184, питающая подстанцию 110/10 «БВС». Следовательно, потребуется сооружение новой линий электропередачи до ПС «Сотниково». Необходимо провести строительство отпайки на подстанцию «Сотниково».

Напряжение 35 кВ выбрано с учетом развития Иволгинского района с целью повышения надежности по ВЛ — 35 кВ всего Иволгинского РЭСа.

Напряжение распределительной сети 10 кВ выбрано, исходя из того, что существующие сети спроектированы на напряжение 10 кВ. Всё оборудование рассчитано на данный класс напряжения. Отходящие от подстанции «Иволга» 110/35/10 кВ воздушные линии также имеют напряжение 10 кВ, следовательно, сохраняется возможность резервирования по распределительным сетям напряжением 10 кВ.

Месторасположение опорной подстанции в поселке Сотниково выбрано исходя из расчета определения центра нагрузок и наиболее выгодных условий:

— по расчетам определения центра питания (расчет производится в специальной части проекта);

— близость к линии напряжением 110 кВ;

— близость к центру нагрузок;

— наличие подъездных путей и автомобильных дорог, обеспечивающих возможность обслуживания в любых погодных условиях, с учетом розы ветров.

1.3 Повышение надежности схемы электроснабжения

Надежность электроснабжения — способность электрической системы в любой момент времени снабжать электрической энергией присоединенных к ней потребителей. Нарушение надежности, и перерывы электроснабжения в зависимости от категории потребителей приводят к различным нежелательным последствиям.

Потребители электроэнергии предъявляют разные требования к уровню надежности электроснабжения. Правила устройства электроустановок в отношении обеспечения надежности электроснабжения разделяют электроприемники на три категории.

К первой категории относятся электроприемники, перерывы, в электроснабжении которых может привести к опасности для жизни людей, причинить значительный ущерб народному хозяйству, вызвать повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования элементов коммунального хозяйства.

Электроприемники первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания. Допустимы перерывы в электроснабжении на период работы автоматики.

Ко второй категории относятся электроприемники, перерыв в электроснабжении которых влечет за собой массовый недоотпуск продукции, массовые простои рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушение нормальной деятельности значительного числа городских и сельских жителей.

Электроприемники второй категории должны обеспечиваться электроэнергией также от двух независимых источников питания. При нарушении питания одного из них допустимы перерывы в электроснабжении, необходимые для включения резервного питания дежурным персоналом и выездной оперативной бригадой.

К третьей категории относятся все электроприемники, не подходящие под определения первых двух категорий. Электроприемники третьей категории могут питаться от одного источника при условии, что перерывы в электроснабжении, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента не превышают одних суток.

По всему Иволгинскому району существует так называемое кольцо по сети напряжением 10 кВ, которое связывает все фидера.

2. Определение параметров схем замещения

Представление электрических сетей в виде связанной совокупности схем замещения отдельных элементов служит базой для дальнейшего формирования матриц их обобщенных параметров в той или иной математической модели электрической сети и широко используется в расчетах режимов ЭЭС (электроэнергетические системы).

Причиной такого широкого использования являются достаточно адекватные физической природе отображения свойств этих элементов с точки зрения соотношения режимных параметров элемента с помощью унифицированного набора параметров-сопротивлений и проводимостей.

При рассмотрении симметричных установившихся режимов системы трехфазного тока общепринятым является допущение о том, что она представляет собой линейную симметричную электрическую цепь. В то же время исходные данные для определения указанных параметров существенно различны для элементов разного типа. Так, для воздушной линии электропередачи параметры схемы замещения определяются электрической проводимостью материала проводов, их размерами и взаимным расположением на опоре, а для трансформаторного оборудования — по данным опытов короткого замыкания и холостого хода.

Параметры прямой последовательности схемы замещения линии электропередач в общем случае определяются ее длиной и удельным (на один километр) значениями активного и индуктивного сопротивлений, активной и емкостной проводимостей. Значения удельных параметров воздушной линии зависят от таких факторов, как конструктивное выполнение, число цепей, число проводов в фазе, взаимное расположение фаз и цепей, материала токоведущих элементов. Определение удельных параметров воздушных линий производится при ряде общепринятых допущений:

— линия транспонирована, то есть реактивные параметры отдельных фаз одинаковы;

— для определения реактивных параметров одно цепных воздушных линий используются усредненные значения междуфазных расстояний;

— отличие удельных активного и омического сопротивлений пренебрежимо мало, в связи с чем используются значения омического, указанные в ГОСТ 839–80 для температуры +20С, а отличие средне эксплуатационной температуры провода от +20С не учитывается;

— для воздушных линий напряжением меньше 330кВ расчет установившегося режима выполняется без учета потерь на корону.

Расчетная схема электросети составляется из схем замещения линий электропередачи, трансформаторов, автотрансформаторов, реакторов, батарей конденсаторов.

2.1 Схемы замещения линий электропередач

Воздушные линии электропередачи 110 кВ и выше длиной 300 — 400 км представляется П — образными схемами замещения (рис. 2.1)

П — образная схема замещения ВЛ 110 кВ.

Рис. 2.1

Активное сопротивление, Ом, определяется по формуле:

; (2.1)

где — длина линии, км.

— удельное сопротивление, Ом/км, при температуре +20⁰ С Реактивное сопротивление определяется по формуле:

; (2.2)

где — удельное реактивное сопротивление, Ом/км.

Емкостная проводимость определяется по формуле:

; (2.3)

где — удельная емкостная проводимость, См/км.

Значения, , приведены в табл. 2.

Расчетные данные ВЛ 35−110 кВ со сталеалюминиевымми проводами Таблица 2.2

2.2 Схема замещения силового трансформатора

Двухобмоточные трансформаторы представляются Г-образной схемой замещения (см. рис. 2.2).

Рис. 2.2. Г-образная схема замещения трансформатора Продольная часть схемы замещения содержит и — активное и реактивное сопротивление трансформатора. Эти сопротивления равны сумме соответственно активных и реактивных сопротивлений первичной и приведенной к ней вторичной обмоток. В такой схеме замещения отсутствует трансформация, т. е. отсутствует идеальный трансформатор, но сопротивление вторичной обмотки приводится к первичной. При этом приведении сопротивление вторичной обмотки умножается на квадрат коэффициента трансформации.

Поперечная ветвь схемы (ветвь намагничивания) состоит из активной и реактивной проводимостей и. Активная проводимость соответствует потерям активной мощности в стали трансформатора от тока намагничивания. Реактивная проводимость определяется магнитным потоком взаимоиндукции в обмотках трансформатора.

Реактивное сопротивление, Ом, определяется по формуле:

; (2.4)

где — номинальное напряжение основного ввода трансформатора, кВ;

— номинальная мощность, МВ*А;

— напряжение короткого замыкания, %.

Активное сопротивление, Ом, определяется по формуле:

; (2.5)

где — потери короткого замыкания, мВт.

Активная проводимость, См, определяется формулой:

; (2.6)

где — потери холостого хода, мВт.

Реактивная проводимость, См, определяется формулой:

; (2.7)

Математические модели трехобмоточных трансформаторов оказываются весьма непростыми из-за сложной зависимости распределения магнитных потоков по ярму от режима и многообразия используемых способов регулирования напряжения. Поэтому трехобмоточные трансформаторы представляются упрощенно, но с достаточной для практики точностью, в виде трехэлементных схем замещения типа «звезда» (рис. 2.3). Сопротивления элементов этой схемы замещения вычисляются по известным формулам и должны приводиться к напряжению той ступени трансформации, на которой они включены в эквивалентной схеме. Коэффициенты трансформации условных двухобмоточных трансформаторов должны меняться взаимосогласованно.

Схема замещения трехобмоточного трансформатора и автотрансформатора

3. Регулирование напряжения

3.1 Основные положения

Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определённый уровень напряжения на шинах потребителя.

Цель расчета регулирования напряжения состоит в определении номера ответвления регулятора под нагрузкой (РПН) на опорной подстанции при заданных значениях напряжения на шинах высокого напряжения, приведенная электрическая нагрузка трансформатора с учетом потерь, желаемый уровень напряжения на шинах низкого напряжения в зависимости от закона регулирования (встречное регулирование или стабилизация).

Встречное регулирование заключается в поддержании на шинах низкого напряжения в часы максимума повышенного напряжения, а в часы минимума нагрузки — пониженного напряжения.

Стабилизация — это режим регулирования напряжения, когда на шинах низкого напряжения постоянно поддерживается номинальное напряжение независимо от режима потребления.

Напряжение сети постоянно меняется вместе с изменением нагрузки, режима работы источника питания, сопротивления сети. Отклонения напряжения не всегда находятся в интервалах допустимых значений. Причинами этого являются:

1. Потери напряжения, вызванные токами нагрузки, протекающими по элементам сети;

2. Неправильный выбор сечений токоведущих элементов и мощности силовых трансформаторов;

3. Неправильно построенные схемы сетей.

Трансформаторы без регулирования под нагрузкой (ПБВ) Рис. 3.1. Схема обмоток трансформатора с ПБВ В нашем случае регулирование осуществляется трансформаторами с РПН. Как правило, на шинах вторичного напряжения понижающих подстанций обеспечивается встречное регулирование напряжения в пределах 0… — 5% номинального напряжения сети. В часы наибольшей нагрузки напряжение на шинах должно превышать номинальное напряжение сети не менее чем на 5%; допускается повышение напряжения даже до 10% номинального, если при этом отклонения напряжения у ближайших потребителей не превысят наибольшего значения допускаемого ПУЭ (см. табл. 3.1):

В послеаварийных режимах при встречном регулировании напряжение на шинах низкого напряжения не должно быть ниже номинального напряжения сети.

Таблица 3.1. Наибольшие рабочие напряжения

3.2 Выбор рабочих ответвлений трансформаторов

Регулировочные ответвления размещаются, как правило, у трансформаторов на стороне ВН.

Расчетное значение напряжения регулировочного ответвления обмотки высокого напряжения трансформатора определяется по выражению

(3.1)

где — напряжение на стороне НН (низкое напряжение) трансформатора, приведенное к стороне ВН (высокое напряжение);

— номинальное напряжение обмотки HH;

— требуемое напряжение на шинах HH.

По найденному значению расчетного напряжения регулировочного ответвления выбирают стандартное ответвление с напряжением, ближайшим к расчетному.

Действительные значения напряжения на шинах НН определяются по выражению:

; (3.2)

Далее оценивают точность регулирования напряжения измеряемую в%:

; (3.3)

Напряжение, приведенное к стороне высокого напряжения с учетом потери напряжения в обмотках силового трансформатора:

; (3.4)

где кВ — напряжение на первичной обмотке трансформатора;

— расчетная активная мощность на шинах 10,5 кВ, МВт;

— соответственно активное и реактивное сопротивление трансформатора, Ом.

По формуле (3.4) определяем:

;

Напряжение ответвления определяется по формуле:

; (3.5)

где — напряжение на низкой стороне, кВ;

— желаемое напряжение на шинах низкого напряжения, кВ.

По формуле (3.5) определим напряжение ответвления:

кВ;

Номер ответвления определяется:

; (3.6)

где — напряжение на высокой стороне, кВ;

— ступень регулятора РПН, %.

По формуле (3.6) определим номер ответвления:

;

Принимается стандартная ступень регулирования:

;

Стандартное напряжение определим по формуле:

; (3.7)

Кв.

Коэффициент трансформации:

(3.8)

Действительное напряжение определяется по формуле:

(3.9)

кВ;

Следовательно, на шинах низкого напряжения получено требуемое напряжение, соответствующее ГОСТ-13.109−97.

4. Расчет режимов

Сложность расчетов рабочих режимов существенно зависит от типа и сложности рассматриваемой сети. В современных условиях сети могут быть несколько сложными, что расчеты оказываются практически не применимыми. При этом существенным оказываются требования достаточной точности выполнения расчетов с развитием ЭВМ, получили возможность выполнения расчета режимов на программе RASTR. Эта программа предусматривает итерационные методы расчеты, путем последовательного приближения к ответу с необходимой точностью.

На первой итерации программа RASTR использует метод Зейделя (стартовый алгоритм) т.к. этот метод быстрее приводит к близким к решению значениям, чем метод Ньютона, но он имеет свои недостатки (На длинных линиях метод Зейделя не работает). Поэтому на последующих итерациях используется метод Ньютона. Конечный результат определяется при проверке сходимости по величине максимальной невязки (точность расчета) — задается пользователем т. е. нами. Так же задается максимальное количество итераций, максимальное отключение напряжения, небаланс реактивной мощности и допустимые токи.

Программа RASTR использует итерационный алгоритм Ньютона. Конечный результат получается при сравнении точности расчета задаваемой в ячейке «Точности расчета». Данные по схеме вводятся в графе «Данные» в ячейках узлы и ветви. Для узлов вводятся название, номер, номинальные напряжения, активные и реактивные мощности нагрузок и генераторов. Для ветвей необходимо обозначать начало и конец ветвей путем ввода номеров начальных и конечных узлов, активного и реактивного сопротивления ветвей, а также проводимости.

Программа RASTR предусматривает использования гладкого старта, то есть начальные узлы принимаются равными нулю и напряжения равные номиналу. Задается небаланс реактивной мощности, максимальное отклонение напряжения, а также количество итераций. Как показывает практика, режим сходится за 5 — 8 итераций, но для достоверности принимаем обычно двадцать итераций.

Отдельными возможностями программы RASTR представляются в виде таблиц по потерям напряжения, сдвига по фазным углам, потерям активной и реактивной мощности.

В программе RASTR мною были рассчитаны максимальный режим исходной схемы, максимальный режим после сооружения подстанции «Сотниково».

4.1 Выбор рассматриваемых режимов

В соответствии с поставленной задачей примем для рассмотрения следующие режимы:

— Существующая схема (зимний период), т. е. без проектируемых подстанций «Сотниково 110/10 кВ» и «Сотниково 110/35/10 кВ»;

— Предлагаемая схема (зимний период). Рассматривается существующая схема с учетом ввода подстанций «Сотниково 110/10 кВ», на которой установлены два трансформатора мощность 2500 кВА каждый, и «Сотниково 110/35/10 кВ», с мощностью двух трансформаторов 6300 кВА каждый.

Расчет и подготовка параметров элементов схемы В качестве исходных данных для расчета режимов в программе RASTR мы воспользовались данными контрольных замеров Центрального предприятия электрических сетей (ЦПЭС) по Иволгинскому району и ПС «БВС» за 21 декабря 2005 года.

На подстанции 110/10 кВ «БВС» максимальная нагрузка 1 трансформатора мощностью 10 000 КВА составила:

активная (Р_нагр) — 6,8 МВт;

реактивная (Q_нагр) — 4 МВар.

На подстанции 110/10 кВ «БВС» максимальная нагрузка 2 трансформатора мощностью 10 000 КВА составила:

активная (Р_нагр) — 2,8 МВт;

реактивная (Q_нагр) — 0,9 МВар.

Перечисленные выше данные вводятся в графу «Данные», в пункт «узлы» — Р_нагр, и Q_нагр (активные и реактивные мощности нагрузки).

В «ветвях» вводятся номера начальных и конечных узлов, активные и реактивные сопротивления и проводимости ветвей, коэффициенты трансформации (для трансформирующих ветвей), а так же допустимые токи (в расчетах не участвуют).

Линия «Северная» 1 и 2 сш — до опоры № 56 (марка провода АС-240/38 L= 6,5 км):

активное сопротивление линии — 0,78 (Ом);

реактивное сопротивление линии — 2,63 (Ом);

емкостная проводимость линии — 18,27 (мкСм).

Линия от опоры № 56 — до ПС «Сотниково» (марка провода АС-120/19 L=400 м):

активное сопротивление линии — 0,098 (Ом);

реактивное сопротивление линии — 0,169 (Ом);

емкостная проводимость линии — 1,076 (мкСм).

ПС «БВС» 110/10 кВ:

активное сопротивление обмотки трансформатора — 8,5 (Ом);

реактивное сопротивление обмотки трансформатора -144,2 (Ом);

Коэффициент трансформации — 0,096

ПС «Сотниково» 110/10 кВ:

активное сопротивление обмотки трансформатора — 0,05 (См);

реактивное сопротивление обмотки трансформатора — 0,55 (См);

Коэффициент трансформации — 0,096

ПС «Сотниково» 110/35/10 кВ:

активное сопротивление обмотки 110/10 1 трансформатора — 1,97 (См);

реактивное сопротивление обмотки 110/10 1 трансформатора -52,73 (См);

Коэффициент трансформации — 0,096

активное сопротивление обмотки 110/35 1 трансформатора — 1,67 (См);

реактивное сопротивление обмотки 110/35 1 трансформатора — -2,81 (См);

Коэффициент трансформации — 0,335

активное сопротивление обмотки 110/10 2 трансформатора — 3,4 (См);

реактивное сопротивление обмотки 110/10 2 трансформатора — 84,77 (См);

Коэффициент трансформации — 0,096

активное сопротивление обмотки 110/35 2 трансформатора — 3,99 (См);

реактивное сопротивление обмотки 110/35 1 трансформатора — -5,02 (См);

Коэффициент трансформации — 0,335

Допустимые длительные токи для неизолированных сталеалюминевых проводов при температуре воздуха + 25С⁰ вне помещений (11, с. 152, табл. 7.12.).

Схема замещения рассматриваемого сетевого участка БВС — Сотниково приведена в гл. 6 «Расчет токов короткого замыкания».

4.2 Анализ полученных результатов

Анализируя результаты расчета режимов, приходим к следующим выводам.

Существующая схема после строительства ПС «Сотниково» 110/10 кВ имеет ряд преимуществ:

1. Уменьшение нагрузки на ПС «БВС»;

2. Увеличение надежности по линии 10 кВ;

3. Обеспечение дополнительной мощности с ростом нагрузки на данном сетевом участке.

Существующая схема после строительства ПС «Сотниково» 110/35/10 кВ также имеет ряд преимуществ:

1. Уменьшение нагрузки на ПС «БВС»;

2. С введением линии 35 кВ увеличивается надежность по линии;

5. Прогнозирование нагрузки

5.1 Выбор трансформатора с учетом прогнозирования нагрузок

Одна из наиболее существенных характеристик нагрузка любого узла рассматриваемой сети являются величины потребляемых активной и реактивной мощности и их зависимости от времени. Так, например, мощность потребляемой промышленными предприятиями, в течение суток может изменяться в широких пределах, увеличиваясь в вечернее рабочие часы и уменьшаясь во время обеденных перерывов, в светлые часы дня, в ночные часы при двухсменной работе. Также определяются изменения нагрузки в течение суток и других потребителей электроэнергии.

Практически на всех предприятиях электрических сетей контрольные замеры проводятся в декабре (максимальный режим) и в июне (минимальный режим).

Результаты контрольных замеров максимального режима (декабрь) фидера № 6 и фидера № 5 подстанции «БВС 110/10 кВ», за последние три года представлены в приложении 4. Используя их, можно определить изменения нагрузки и прогнозировать нагрузку на ближайшее будущее.

В настоящее время известно более ста различных методических приемов и способов прогнозирования. Мы будем использовать метод экстраполяции, так как он позволит определить будущее на базе тенденции, наблюдаемых в прошлом. Тенденция, то есть характер изменения во времени рассматриваемого показателя результатом внешнего и внутреннего факторов. Характеристика тенденции — линейная.

Аналитическая зависимость выражается уравнением прямой:

(5.1)

где — значение показателя на исходном этапе (Т=0);

— средне годовой темп роста;

— период (в годах), отсчитываемый от исходного этапа.

Средне годовой темп роста определяется по формуле:

(5.2)

где — темп роста с n-го по m-й года.

Анализируя результаты контрольных замеров по фидеру № 13 подстанции «БВС», были определены максимальные нагрузки в максимальном режиме: =1922,7 кВт; =2389,4 кВт; =2803,9 кВт;

Темп роста по годам, определим по формуле:

мВт;

мВт. (5.3)

Тогда по формуле (5.2) получаем:

мВт;

Учитывая перспективу развития электрической сети:

мВт;

мВт.

По формуле (5.1) нагрузка будет равна:

мВт;

При реактивная мощность определяется по формуле:

; (5.4)

Из выражения (5.4) находим реактивную мощность:

МВар;

Анализируя результаты контрольных замеров по фидеру № 2 подстанции «БВС», были определены максимальные нагрузки в максимальном режиме: =1278,8 кВт; =1479,9 кВт; =1625,9 кВт;

По формуле (5.3), аналогично определяем темпы роста по годам (фидер № 2):

мВт;

мВт.

Тогда по формуле (5.2) получаем:

мВт;

Учитывая перспективу развития электрической сети:

мВт;

мВт.

По формуле (5.1) нагрузка будет равна:

мВт;

При реактивная мощность определяется по формуле (5.4):

мВар;

Тогда суммарная вновь вводимая нагрузка будет равна:

мВт;

6. Расчет токов короткого замыкания

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения, является возникновение короткого замыкания (КЗ) в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определять токи КЗ и по ним выбирать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.

При возникновении КЗ имеет место увеличение токов в фазах системы электроснабжения или электроустановок по сравнению с их значением в нормальном режиме работы. В свою очередь это вызывает снижение напряжений в системе, которое особенно велико в точке КЗ.

Расчетным видом КЗ для выбора и проверки параметров электрооборудования считается трехфазное КЗ.

Расчет токов КЗ с учетом действительных характеристик и действительных режимов работы всех элементов системы электроснабжения сложен. Поэтому для решения практических задач вводят допущения, которые не дают существенных погрешностей:

— не учитывается сдвиг по фазе электродвижущих сил (ЭДС) различных источников питания, входящих в расчетную схему;

— трехфазная сеть принимается симметричной;

— не учитываются токи нагрузки;

— не учитываются емкости, а, следовательно, и емкостные токи в воздушной и кабельной сетях;

— не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи;

— не учитываются токи намагничивания трансформаторов.

Расчет токов КЗ в установках напряжением выше 1кВ имеет ряд особенностей по сравнению с расчетом токов КЗ в установках напряжением до 1кВ. Эти особенности заключаются в следующем:

активные сопротивления элементов системы электроснабжения не учитывают, если выполняется условие (/3). Это условие выполняется для трансформаторов;

при определении токов КЗ учитывают подпитку от двигателей высокого напряжения Для расчета токов КЗ составляем схему замещения, на которой показываем точки, в которых необходимо определить токи КЗ. Схема замещения представляет собой электрическую схему, в которой все элементы системы электроснабжения представлены сопротивлениями. Она составляется по схеме системы электроснабжения представленной в графической части.

Расчет ведем в относительных единицах.

Схема замещения рассчитываемой сети представлена на рис. 6.1

Рис. 6.1. Схема замещения сети Исходные данные:

Базисная мощность:=100 МВА;

Базисное напряжение: Uб1 = 115 кВ; Uб2 = 10,5 кВ.

Сопротивление системы задается службой РДУ ОАО «Бурятэнерго»:

[Ом];

Сопротивление отпайки «БВС» до опоры № 56 — также задается службой РДУ ОАО «Бурятэнерго»:

[Ом];

В относительных единицах определяется по формуле:

; (6.1.)

где, — номинальный отключающий ток выключателя питающей подстанции;

— номинальное напряжение сети.

Сопротивление системы относительно 110 кВ по формуле (6.1.):

о.е.;

Сопротивление системы относительно 10,5 кВ по формуле (6.1.):

о.е.;

Сопротивление линии определяется по формулам:

о.е.; (6.2)

Линии МСЗ-183 и МС-184 до опоры № 56: АС-120

По формулам (6.2.):

о.е.;

Линия от опоры № 56 до п/ст «Сотниково»: АС-120

По формулам (6.2.):

о.е.;

Сопротивление линии:

; (6.3)

.

Рис. 6.2. Ток КЗ в точке К1

Ток трехфазного КЗ определяем по формуле:

; (6.4)

По формуле (6.4) определим ток трехфазного короткого замыкания в точке К1 (рис. 6.2):

о.е.;

Ток трехфазного КЗ на шинах 110 кВ в именованных единицах определяем по формуле:

*; (6.5)

где, — базисный ток и определяется по формуле:

; (6.6)

Базисный ток для 110 кВ по формуле (6.6):

;

кА;

Относительно 10,5 кВ:

Рис. 6.3. Ток КЗ в точке К2

В относительных единицах определяется по формуле (6.1):

;

где, — номинальный отключающий ток выключателя питающей подстанции;

— номинальное напряжение сети.

Сопротивление системы относительно 110 кВ по формуле (6.1.):

о.е.;

Сопротивление линии относительно 10,5 кВ определяется по формулам (6.2):

о.е.;

Линии МСЗ-183 и МС-184 до опоры № 56: АС-120

По формулам (6.2.):

о.е.;

Линия от опоры № 56 до п/ст «Сотниково»: АС-120

По формулам (6.2.):

о.е.;

Сопротивление трансформатора в о.е.:

; (6.7)

о.е.

Сопротивление линии:

(6.8)

Ток трехфазного КЗ на шинах 10,5 кВ в относительных единицах определяем по формуле:

о.е.

Ток трехфазного КЗ на шинах 10,5 кВ в именованных единицах определяем по формуле:

*

где, — базисный ток и определяется по формуле:

кА Ток двухфазного короткого замыкания в точке К1 (рис. 6.2) находим по формуле:

кА Ток двухфазного короткого замыкания в точке К2 (рис. 6.3) находим по формуле:

кА Ударный ток короткого замыкания определяется по формуле:

(6.9)

где — ударный коэффициент,

По формуле (6.9) ударный ток в точке К1 (рис. 6.2):

кА;

кА;

Тепловой импульс тока КЗ для проверки оборудования на термическую стойкость определяется по формуле:

; (6.10)

где, — время КЗ, сек.

Тепловой импульс в точке К1 (рис. 6.2) определяется по формуле (6.10):

кА²*с;

Тепловой импульс в точке К2 (рис. 6.3) определяется по формуле (6.10):

кА²*с;

Из расчетов приведенных выше, получаем:

Ток трехфазного короткого замыкания на шинах 110 кВ равен 10,68 кА;

Ток двухфазного короткого замыкания на шинах 110 кВ составляет 9,24 кА;

Ударный ток равен 26,9 кА;

Тепловой импульс равен 256,1 кА²*с;

Ток трехфазного короткого замыкания на стороне 10,5 кВ равен 0,77 кА;

Ток двухфазного короткого замыкания на шинах 10,5 кВ составляет 0,67 кА;

Ударный ток равен 1,94 кА;

Тепловой импульс равен 0,35 кА²*с;

7. Выбор и проверка оборудования

Высоковольтные электрические аппараты выбираются по условиям длительного режима работы и проверяются по условиям коротких замыканий. При этом для всех аппаратов производится:

— выбор по напряжению;

— выбор по нагреву при длительных токах;

— проверка на электродинамическую стойкость;

— проверка на термическую стойкость;

— выбор по форме исполнения (для наружной или внутренней установки).

7.1 Выбор силового трансформатора

Определим полную мощность трансформатора:

;

где Рн — активная максимальная нагрузка подстанции;

К₁₋₂ — коэффициент учитывается в нагрузке потребителей 1-й и 2-й категории, режим 0,75;

Кав — коэффициент аварийной нагрузки допустимый, равной 1,4;

— коэффициент мощности нагрузки, в данном случае равный 0,9;

n — число трансформатор на подстанции.

Для двух трансформаторной подстанции «Сотниково» 110/10 кВ по формуле:

;

МВА.

Выбираем трансформатор мощностью 2500 кВА типа ТМН.

Для двух трансформаторной подстанции «Сотниково» 110/35/10 кВ по формуле (5.5):

С учетом реконструкции новой линии 35 кВ со стороны ПС «Гурульба», учитывая на данной ПС мощность двух трансформаторов по 4000 кВА каждый, необходимо сложить максимальную нагрузку ПС «Сотниково» — 2,36 МВт, с нагрузкой трансформаторов ПС «Гурульба» — 4000 кВА. После расчета можно выбрать трансформатор типа ТМТН-6300/110 мощностью 6,3 МВА.

Выбираем трансформатор ТМТН-6300/110 мощностью 6,3 МВА.

7.2 Выбор и проверка оборудования на стороне 110 кВ

При выборе разъединителей учитываем следующие условия:

;

;

; (7.1)

.

Определяем максимальный рабочий ток:

А; (7.2)

Из выражения (7.2) получаем максимальный рабочий ток разъединителя:

А;

Т.к. номинальный ток разъединителя должен быть больше максимального рабочего тока, то по справочнику выбираем разъединитель типа: РНДЗ-2−110/630 УХЛ 1 с параметрами:

кВ; А; кА; кА; с;

Произведём проверку термостойкости разъединителя:

кА²*С > кА²*С;

Разъединитель условиям проверки удовлетворяет.

Аналогично по тем же условиям выбираем отделители типа ОД-110/1000 УХЛ 1 с параметрами:

кВ; А; кА; кА; с;

Произведём проверку термостойкости отделителя:

кА²*С > кА²*С;

Отделитель условиям проверки удовлетворяет.

Аналогично производим выбор короткозамыкателя типа КЗ-110 УХЛ 1 с параметрами:

кВ; кА; с;

Произведём проверку термостойкости короткозамыкателя:

кА²*С > кА²*С;

Короткозамыкатель условиям проверки удовлетворяет.

Полученные данные записываем в табл. 7.1

Таблица. 7.1. Сводная таблица по выбору высоковольтных аппаратов на стороне 110 кВ

Произведем выбор трансформаторов тока, учитывая номинальное напряжение и ток, номинальную нагрузку, класс точности и выполним проверку на термическую и динамическую стойкость к действию токов короткого замыкания.

Выбираем трансформатор тока типа ТФЗМ-110 Б-1.

Он должен удовлетворять следующим условиям:

;

;

; (7.3)

.

Параметры выбранного трансформатора тока:

А; кА; кА; с;

кА > кА; А > А;

кА²*С > кА²*С.

Трансформатор тока подходит для эксплуатации. Полученные данные записываем в табл. 7.2.

При выборе номинального первичного тока следует учитывать возможность перегрузки некоторых типов трансформаторов на 10−20%, что оговорено в каталогах на трансформаторы тока.

Значение номинального вторичного тока унифицировано и равно 5 А (реже 1 и 10 А).

Класс точности измерительного ТТ выбирают в соответствии с его назначением. Если к ТТ подключаются расчетные счетчики электроэнергии, то класс точности его работы должен быть не ниже 0,5. Если подключаются только щитовые электроизмерительные показывающие приборы, то достаточен класс точности 1, а иногда (амперметр в цепи секционного или шинно-соединительного выключателя) можно применить ТТ с классом точности 3.

Для того чтобы ТТ работал в выбранном классе точности, нагрузка его вторичной цепи не должна превышать номинальной, т. е. при, А нагрузка вторичной цепи:

; (7.4)

Расчетная нагрузка ТТ складывается из нагрузки измерительных приборов и потерь мощности в проводах и контактах. Суммарное сопротивление катушек приборов, последовательно включенных во вторичную цепь ТТ рассчитывают в соответствии со схемой их включения и распределения по фазам. При составлении 3-х линейной схемы включения измерительных приборов необходимо учитывать схему внутренних соединений приборов.

Сопротивление проводов вторичной цепи зависит от длины трасс прокладки проводов, сечения проводов и схемы соединения ТТ.

При выборе материала проводов (медь или алюминий) необходимо учитывать, что контрольные кабели с медными жилами (Ом· мм²/м) применяют во вторичных цепях мощных электростанций с высшим напряжением 220 кВ и выше. Во вторичных цепях остальных электроустановок используют кабели с алюминиевыми жилами (Ом· мм²/м).

Произведем выбор трансформаторов напряжения. Тип НКФ-110−83У1 В*А при классе точности 0,5.

Суммарная мощность приборов:

В*А < В*А; (7.5)

где — номинальная полная мощность, потребляемая во вторичной цепи ТН и соответствующая его работе в заданном классе точности;

— расчетная полная мощность, потребляемая во вторичной цепи.

Следует иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, учитывается суммарная мощность всех трёх фаз, а для соединенных по схеме неполного треугольника — удвоенная мощность одного трансформатора. Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбранном классе точности, то часть приборов подключают к дополнительно установленному ТН.

Сечение проводов в цепях ТН определяется допустимой потерей напряжения и условиями их механической прочности. При этом по условиям механической прочности сечение медных проводов не должно быть менее 1,5 мм², а алюминиевых — не менее 2,5 мм².

Выбор типа ТН определяется его назначением. Если от ТН получают питание расчетные счетчики, то целесообразно использовать 2 однофазных ТН серии НОМ или НОЛ для напряжений от 6 до 35 кВ, серии НОС для напряжений 0,5 и 3 кВ, включенных в неполный треугольник, а также трёхфазных ТН серии НТМК, снабженных обмоткой, компенсирующей угловую погрешность. Два однофазных ТН обладают большей мощностью, чем один трехфазный, а по стоимости они равноценны (для кВ) или несколько дешевле (для кВ). Для напряжений 110 кВ и выше используют каскадные ТН серии НКФ.

Для питания приборов контроля изоляции необходима группа из трех однофазных ТН типа ЗНОМ, или ЗНОЛ, соединенных в звезду, причем нейтральная точка обмотки высокого напряжения для правильной работы приборов контроля состояния изоляции обязательно заземляется (рабочее заземление).

По формуле (7.5) суммарная мощность приборов:

В*А < В*А;

Полученные данные записываем в табл. 7.2

В качестве соединительного провода берём провод с алюминиевыми жилами сечением S=2,5 мм². Для защиты от внутренних и внешних перенапряжений произведём выбор разрядников.

Выбираем вентильные разрядники типа РВС-110 с параметрами:

кВ; кВ; кВ.

Таблица 7.2. Сводная таблица по выбору трансформаторов тока и напряжения на стороне 110кВ

7.3 Производим выбор оборудования на стороне низкого напряжения

Определяется максимальный рабочий ток по формуле (7.1):

А;

По максимальному рабочему току выбираем выключатель типа ВМПП-10 с параметрами:

кА; с; с;

Проверяем по току отключения:

кА > 0,126 кА;

Проверка по току включения:

кА > кА;

Проверка по условию термической устойчивости:

кА²*С > кА²*С;

Выключатель удовлетворяет всем условиям.

Выбираем трансформатор тока типа ТЛПК 10 ХЛ3 с параметрами:

А; кА; кА; с;

Проверим на динамическую стойкость:

кА > кА; А > А;

кА²*С > кА²*С.

Трансформатор тока удовлетворяет всем условиям.

Выбираем трансформатор напряжения типа: НТМИ-10−66У2.

В*А. Проверяем по вторичной нагрузке. Суммарная мощность приборов, при наличии 3-х вольтметров (В*А), 3-х счетчиков активной энергии (В*А) и 3-х счетчиков реактивной энергии (В*А), составит: В*А В*А > В*А.

Трансформатор напряжения удовлетворяет всем условиям.

Для защиты от внутренних и внешних перенапряжений произведём выбор разрядников. Вентильные разрядники для напряжения 10 кВ типа РВО-10 с параметрами: кВ; кВ; кВ.

Таблица 7.3. Сводная таблица по выбору высоковольтных аппаратов

8. Релейная защита и автоматика

Системы энергоснабжения — это сложный производственный комплекс, все элементы которого участвуют в едином производственном процессе, основными специфическими особенностями которого являются быстротечность явлений и неизбежность повреждений аварийного характера — коротких замыканий в электрических установках. Поэтому надежное и экономичное функционирование систем электроснабжения возможно только при широкой их автоматизации. Для этой цели широко используется комплекс автоматических устройств: устройства автоматического регулирования и устройство автоматического управления.

К устройствам автоматического управления относится устройства релейной защиты (РЗ). Ее основная задача состоит в том, чтобы обнаружить поврежденный участок электрической системы и выдать управляющий сигнал на отключение этого участка.

Основными видами повреждений в трансформаторах являются:

— защита замыкания между фазами внутри кожуха трансформатора и на наружных выводах обмотки;

— замыкания в обмотках между витками одной фазы;

— замыкания на землю обмоток или их наружных выводов;

— повреждения магнитопровода трансформаторов, приводящие к появлению местного нагрева и «пожару стали».

Дифференциальная защита является основной защитой мощных силовых трансформаторов от внутренних повреждений. Она работает при коротких замыканиях внутри зоны, ограниченной двумя комплектами трансформаторов тока, и не имеет выдержки времени. Защита может выполняться как дифференциальная отсечка или как дифференциальная защита. Дифференциальная защита отстраивается от токов небаланса и от бросков намагничивающего тока при внешних КЗ.

Защита от сверхтоков внешних КЗ предназначена для отключения трансформаторов при внешних КЗ, если отказывают защиты присоединений или сборных шин. Она также является резервной защитой от внутренних повреждении в трансформаторах. Защита включается на трансформаторы тока со стороны источников питания. В случае многообмоточных трансформаторов защита обычно устанавливается в цепи каждой обмотки с действием на соответствующий выключатель. При этом защита выполняется направленной, если имеется несколько источников питания.

Защита от замыканий на землю включается на фильтр токов нулевой последовательности. Ее включение на ТТНП в нейтрали силового трансформатора предпочтительнее, так как при этом в зону защиты входит обмотка высшего напряжения силового трансформатора.

Газовая защита устанавливается на все трансформаторы мощностью 1000 кВА и более, которая реагирует на все виды внутренних повреждений трансформатора, а также действует при утечке масла из бака. При КЗ в трансформаторе разлагаются масло и изоляционные материалы. Образующиеся газы устремляются в расширитель. Интенсивное газовыделение вызывает движение масла и приводит в действие газовое реле, которое устанавливается на патрубке, соединяющем бак трансформатора с расширителем. Газовая защита — единственная защита, реагирующая на утечку масла из бака трансформатора. При утечке масла опускается нижний поплавок (чашка), защита срабатывает и отключает трансформатор от сети. Газовая защита не действует при КЗ на выводах трансформатора, поэтому она дополняется дифференциальной защитой или токовой отсечкой.

8.1 Расчет релейной защиты трансформатора

Произведем расчет релейной защиты и автоматики трансформаторной подстанции напряжением 110/10 кВ «Сотниково», а также отходящей от неё наиболее загруженной воздушной линии напряжением 10 кВ, понизительной трансформаторной подстанции напряжением 10/0,4кВ.

Рассмотрим защиту двухобмоточного трансформатора мощностью 10 000 кВА, установленного на подстанции «Сотниково».

Рис. 8.1. Схема сети

1. Токовая отсечка.

Т.к. на проектируемой подстанции «Сотниково» параллельно работают два трансформатора мощностью по 2500 кВА, в качестве защиты от коротких замыканий и больших перегрузок применяется токовая отсечка. Однако она не является полноценной, так как, реагируя только на большие токи повреждения, охватывает своей зоной действия лишь часть трансформатора. Резервирует отсечку максимальная токовая и газовая защиты.

Отсечка устанавливается с питающей стороны трансформатора и выполняется с использованием реле прямого действия РТМ, реле РТ-40 или электромагнитного элемента реле РТ-80.

Уставка отсечки определяется по формуле:

; (8.1)

где (РТ-40);

— максимальный ток короткого замыкания, при повреждении на выводах трансформатора со стороны нагрузки.

А. (см. гл. 6)

По формуле (8.1) определяем уставку токовой отсечки:

А;

Чувствительность отсечки оценивается отношением:

; (8.2)

где — ток двухфазного КЗ у места установки защиты в режиме минимального питания.

А (см. гл. 6).

По формуле (8.2) определяем чувствительность отсечки:

;

;

Токовая отсечка по чувствительности проходит.

2. МТЗ без пуска по напряжению.

Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального тока нагрузки:

; (8.3)

где ;

— коэффициент самозапуска электродвигателей (может быть определен расчетом);

(РТ-40) — коэффициент возврата реле;

— максимальный ток нагрузки, обычно принимается равным номинальному току трансформатора.

По формуле (8.3) определяем ток срабатывания защиты.

А;

Коэффициент чувствительности определяется по формуле:

; (8.4)

где — ток двухфазного короткого замыкания.

А (см. гл. 6)

По формуле (8.4) определим коэффициент чувствительности:

;

Время срабатывания защиты

; (8.5)

где — время срабатывания МТЗ наиболее мощного присоединения, подключенного к соответствующим шинам;

с — ступень селективности.

Оценку чувствительности защиты производят при двухфазном КЗ в конце зоны резервирования, где коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,2. При выполнении защитой функции и защиты шин коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,5.

3. Газовая защита Газовая защита является резервной.

Действие газовой защиты основано на том, что всякие повреждения, а также повышенные нагревы внутри бака трансформатора вызывают разложение масла и органической изоляции обмоток, что сопровождается выделением газа. Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому при медленном газообразовании, свидетельствующем о медленном развитии аварии, газовая защита дает предупредительный сигнал, а при бурном газообразовании, вызванном КЗ, защита действует на отключение трансформатора. Она является единственной защитой, реагирующей на опасное понижение уровня масла и на витковые замыкания обмоток, сопровождаемые недостаточными для других видов защит значениями тока.

Газовая защита осуществляется с помощью специальных газовых реле, которые подразделяются на поплавковые, лопастные и чашечные. Наибольшее распространение получили газовые реле типа РГЧ3, реле Бухгольца ВF 80/Q и струйное реле типа 25/10.

Для защиты трансформаторов напряжением 10/0,4 кВ предусматриваются плавкие предохранители, газовая защита и токовая защита нулевой последовательности.

Для выбора предохранителя необходимо определить номинальный ток трансформатора:

; (8.6)

где — номинальное напряжение высокой стороны трансформатора, кВ По формуле (8.6) найдем номинальный ток трансформатора:

А;

Номинальный ток плавкой вставки:

; (8.7)

По формуле (8.7) находим номинальный ток плавкой вставки:

А;

Принимаем предохранитель типа ПКТ 102−10−50−12,5 УЗ со следующими параметрами кВ; А; .

На трансформатор 10/0,4 кВ устанавливаем газовое реле типа РГЧ3−66 (KSG) c чашкообразными элементами. При слабом газообразовании защита действует на сигнал, при интенсивном — на отключение выключателя нагрузки (QW), оснащенного электромагнитом отключения.

Токовая защита нулевой последовательности устанавливается для улучшения резервирования защит от замыканий на землю в сети 0,38 кВ. Она выполняется с помощью токового реле (KAO), включаемого через трансформатор тока (TAZ) в нейтраль трансформатора.

Ток срабатывания:

; (8.8)

По формуле (8.8) найдем ток срабатывания защиты:

;

А.

Чувствительность защиты нулевой последовательности:

; (8.9)

По формуле (8.9) найдем коэффициент чувствительности защиты:

;

;

Следовательно, чувствительность обеспечивается.

8.2 Расчет релейной защиты воздушной линии

Для защиты воздушной линии напряжением 10 кВ предусматривается токовая отсечка, максимальная токовая защита и устройство автоматического повторного включения (АПВ). Принимается выполнение максимальной токовой защиты и селективной токовой отсечки по схеме неполной звезды с реле тока РТМ и РТВ (рис. 8.2, реле КА1, КА2).

Ток срабатывания токовой отсечки определяется по условиям:

; (8.10)

где — коэффициент отстройки для реле РТМ.

кА;

Отстройка от бросков тока намагничивания трансформаторов, присоединенных к фидеру:

; (8.11)

А.

Принимаем А.

Ток срабатывания реле:

; (8.12)

где — коэффициент схемы для соединения в звезду;

— коэффициент трансформации трансформаторов тока.

По формуле (8.12) определяем ток срабатывания реле:

А;

Выбираем реле РТМ, встроенное в привод масляного выключателя ВМПП-10 с уставкой тока 40А.

Тогда ток срабатывания отсечки будет равен:

;

А.

Коэффициент чувствительности:

; (8.13)

По формуле (8.13) определим коэффициент чувствительности:

;

Определим ток срабатывания МТЗ линии в соответствии с выражением:

; (8.14)

где — коэффициент отстройки для реле РТВ;

— коэффициент самозапуска;

— коэффициент возврата реле РТВ.

Ток срабатывания МТЗ из выражения (8.14) равен:

А;

Ток срабатывания реле:

А;

Выбираем реле РТВ-V с уставкой 12А, тогда:

А;

Проверим чувствительность МТЗ при коротком замыкании в основной зоне действия защиты.

; (8.15)

.

Чувствительность защиты в зоне резервирования (при КЗ на шинах низкого напряжения трансформаторов 10/0,4 кВ)

; (8.16)

.

Выбираем время срабатывания МТЗ линии по условию согласования с плавкими предохранителями ПКТ, при которых ступень селективности сек должна обеспечиваться при всех возможных значениях тока короткого замыкания.

Для повышения надежности электроснабжения и исправления неселективного действия, линия оборудуется устройством АПВ (автоматического повторного включения) однократного действия. Принимаем типовое устройство РПВ-58, время срабатывания сек. Время возврата определяется продолжительностью заряда конденсатора 15−20 сек.

Рис. 8.2 Комплект релейной защиты и автоматики на стороне напряжения 10 кВ

8.3 Расчет релейной защиты линии 110 кВ

В качестве основной защиты для ВЛ принят комплект ШДЭ-2801.

Исходные данные:

Участок линии электропередач 110 кВ Протяженность 0.8 км Провод марки АС 95

Воздушные линии электропередач подвержены повреждениям в большей степени, чем другое электрическое оборудование. Для быстрого отключения линии при ее повреждениях, ВЛ, согласно ПУЭ должны быть оборудованы релейной защитой, действующей на отключение.

В сетях сложной конфигурации для защиты ВЛ 110кВ от междуфазных КЗ используется дистанционная защита, которая измеряет полное сопротивление ВЛ от места подключения измерительных трансформаторов напряжения до места КЗ. ДЗ имеет ступенчатую характеристику сопротивлений срабатывания зон и выдержек времени. Имеет три ступени:

I ступень:

Полное сопротивление защищаемой линии:

; (8.16)

Сопротивление срабатывания защиты определим по формуле:

; (8.17)

где, Котс=0,87 — коэффициент отстройки, о. е;

; (8.18)

II ступень:

Отстройка от 1 ступени следующей самой короткой линии:

Сопротивление срабатывания защиты определим по формуле:

где, Kотс=0,87 Котс^`=0.78. (8.20)

Сопротивление срабатывания защиты определим по формуле:

; (8.21)

;

.

Определим ток трехфазного к. з по формуле:

;

. (8.22)

Определим I_выб по формуле:

; (8.23)

.

Определим Kток по формуле:

; (8.24)

.

определим сопротивление срабатывания защиты:

;

Проверяем чувствительность:

; (8.25)

>1,25 (ближнее резервирование)

;

III ступень:

Отстраивается от максимального тока нагрузки.

Котс=1,2 Кв=1,1ц_нагр=40⁰ ц_м.ч=80⁰

I_нагр.max=I_дл.доп=330 А Сопротивление срабатывания защиты определим по формуле:

; (8.26)

;

;

;

;

<1,2 (дальнее резервирование);

Остаточное напряжение на шинах подстанции при к. з в конце первых ступеней дистанционной защиты ВЛ60, %:

; (8.27)

где, I_к⁽³⁾ — ток на линии ВЛ60 при трехфазном к. з в конце первой ступени защиты, определяемый по кривым спадания.

; (8.28)

;

.

Кривые спадания токов трехфазных к. з Шины подстанции Б: 60%; (8.29)

Дистанционная защита линии ВЛ 110 кВ рекомендуется к установке в качестве основной от между фазных к.з.

9. Экономическая часть проекта

9.1 Общая характеристика деятельности предприятия

Центральное предприятие электрических сетей (ЦПЭС), является одним из структурных подразделений ОАО «Бурятэнерго», РАО ЕЭС России.

Местонахождение предприятия: Республика Бурятия, город Улан-Удэ, ул. Орловская, 2б. Основным видом деятельности является передача и электроснабжение населения и предприятий, находящихся в районе ответственности ЦПЭС.

9.2 Краткое описание проекта

Целью дипломного проекта является реконструкция электрических сетей ПС «БВС» и Иволгинского района:

1. Строительство понижающей подстанции напряжением 110/10 кВ в поселке Сотниково, на месте функционирующей РП-1 «Сотниково».

2. Строительство понижающей подстанции напряжением 110/35/10 кВ в поселке Сотниково, с заменой ВЛ — 10 кВ (Г-2) на ВЛ-35 кВ.

Со строительством подстанции «разгружается» ПС «БВС», которая в настоящее время при максимальном режиме имеет наибольший коэффициент загрузки Кз=0,99. что в свою очередь приводит к увеличению надежности электрооборудования Замена ВЛ — 10 кВ на ВЛ-35-кВ уменьшит потери электроэнергии при передачи

9.3 Определение общей суммы капитальных вложений в проект

Согласно выбранной схеме электроснабжения (двухтрансформаторная подстанция с выключателем на высокой стороне) и перечню необходимого подстанционного оборудования рассчитывается суммарная величина капитальных вложений в проект.

При выполнении проекта, когда нет необходимости строить подробную смету, для определения общей величины капитальных вложений необходимо вначале посчитать стоимость основного оборудования по текущим ценам.

Таблица 9.3.1. Сметная стоимость оборудования и материалов ПС 110/10 кВ

Таблица 9.3.2. Сметная стоимость ОРУ 110/10 кВ

Таблица 9.3.3. Сметная стоимость оборудования и материалов ПС 110/35/10 кВ.

Таблица 9.3.4. Сметная стоимость ОРУ 110/35/10 кВ с заменой линии

Общая величина капитальных вложений в проект определяется суммированием сметной стоимости оборудования, строительно-монтажных работ и прочих затрат:

; (9.1)

где — сметная стоимость оборудования, тыс. руб.;

— стоимость строительно-монтажных работ по проекту, тыс. руб.;

— прочие затраты, тыс. руб.

В стоимость оборудования входит стоимость: ОРУ-110 кВ, КРУН-10 кВ в комплекте с вакуумными выключателями, разъединителями, трансформаторами тока, напряжения.

Затраты на строительно-монтажные работы определяются составлением отдельных смет, для приближенного определения стоимостей можно использовать данные табл. 9.3.5.

Таблица 9.3.5. Стоимость электрической сети, %

По данным, полученным из службы ПТО ЦПЭС (прайс-лист: цена на электрооборудование) определяем капитальные затраты:

1. На строительство ПС 110/10 кВ (с элегазовым выключателем).

2. Затраты на сооружение воздушной линии напряжением 110 кВ (отпайка) на железобетонных опорах.

3. На строительство ПС 110/35/10 кВ (с элегазовым выключателем).

4. Затраты на сооружение воздушной линии напряжением 35 кВ на железобетонных опорах.

; (9.2)

;

;

;

.

Из формулы (9.2.) получаем:

млн. руб.;

млн. руб.;

млн. руб.;

млн. руб.;

млн. руб.;

млн. руб.

Общая величина капитальных вложений ПС 110/10 согласно формуле (9.1):

млн. руб.;

Общая величина капитальных вложений ПС 110/35/10 согласно формуле (9.1):

млн. руб.;

9.4 Себестоимость передачи и распределения электроэнергии

Полную себестоимость передачи электроэнергии по сетям энергосистемы, руб./кВтч, можно определить по формуле:

; (9.3)

где И_пер — суммарные издержки, связанные с передачей и распределением электроэнергии, руб./год;

Р_м — максимальная нагрузка, кВт;

Т_м — число часов использования максимальной нагрузки, ч/год;

Э_аб — количество энергии, поступившей к абонентам, полезный отпуск, кВтч.

Передача и распределение электроэнергии связаны с частичной потерей ее при транспортировке по ЛЭП и трансформации. Стоимость потерь электроэнергии включается в состав ежегодных издержек:

; (9.4)

где И_экс — суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей, руб./год;

И_пот — суммарная стоимость потерь в сетях системы, руб./год.

На предпроектной стадии расчет затрат на ремонтно-эксплуатационное обслуживание может определяться по укрупненным показателям:

; (9.5)

Где И_ам — ежегодные издержки на амортизацию (реновацию), руб.;

И_об.рем — издержки на обслуживание и ремонты (капитальный и текущий), руб.;

; (9.6)

Где _ам — нормы отчислений на амортизацию (реновацию)% /год;

_{ам =} 3,5

К_эс — капитальные вложения в сооружения электрических сетей, руб.;

; (9.7)

Где _об.рем — нормы отчислений на обслуживание электрических сетей и ремонты, % /год,

_об.рем = 5,9

Таблица 9.3.6. Нормы отчислений на амортизацию, обслуживание и ремонты элементов электрических сетей

Срок службы всего проекта определяется как средневзвешенный срок службы оборудования. При расчете величины амортизационных отчислений на проектной стадии можно руководствоваться Постановление от 1 января 2002 г. № 1 «О классификации основных средств включаемых в амортизационные группы». (См.приложение).

; (3.7)

где Э — потери электроэнергии в сети, кВт ч/год;

Т_пот — стоимость 1 кВт ч потерянной энергии, руб./кВт ч.

Потери в электрических сетях рассчитываются в соответствующем разделе основной части, поэтому здесь нет необходимости приводить расчетные формулы. По данным энергосистем величина технических потерь достигает 5−10% от передачи. Необходимо учитывать, что кроме технических потерь в распределительных сетях энергоснабжающих организаций существуют потери коммерческие и потери связанные с погрешностью приборов учета.

Справочно (Региональная комиссия по тарифам РБ, утвердила тарифы ОАО «Бурятэнерго» на тепловую и электрическую энергию на 2007 год. Среднеотпускной тариф — 120,8 коп. за кВтч. Средний тариф на электроэнергию по «Бурятэнерго» составил 110,6 коп. за кВт/час. Тариф на электроэнергию для промышленных потребителей в зависимости от напряжения (110 кВ и выше, 35 кВ, 6−10 кВ и 0,4 кВ) за кВт/час утвержден в размере 107,0 коп., 163,0 коп., 184,0 и 228,0 коп. соответственно. Для сельхозпотребителей тариф установлен в размере 162 коп. за кВтч. Стоимость кВт/час для предприятий бюджетной сферы — 162,0 коп. Население с 1 января 2006 г. — 135,0 коп. за кВтч с НДС. Для информации — экономически обоснованный тариф на высоком напряжении 77,0 коп, а для населения 225,0 коп. за 1 кВтч.)

Себестоимость передачи и распределения электроэнергии.

Полная себестоимость передачи электроэнергии по сетям энергосистемы, руб./кВтч, можно определить по формуле:

; (9.6)

где — суммарные издержки, связанные с передачей и распределением электроэнергии, руб./год.

— максимальная нагрузка, кВт.

— число часов использования максимальной нагрузки, ч/год.

Передача и распределение электроэнергии связанны с частичной потерей её при транспортировке по ЛЭП и трансформации. Стоимость потерь электроэнергии включается в состав ежегодных издержек:

; (9.7)

где — суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы на ремонтно-эксплутационное обслуживание сетей, руб./год.

— суммарная стоимость потерь в сетях системы, руб./год.

; (9.8)

где — ежегодные издержки на амортизацию (реновацию), руб.

— издержки на обслуживание и ремонт, руб.

; (9.9)

где — нормы отчислений на амортизацию, %.

— кап. вложения в сооружение электрической сети, руб.

По формуле (9.5) определяем ежегодные издержки на амортизацию:

млн. руб.;

. (9.10)

где — нормы отчислений на обслуживание ремонт эл. сетей, %.

По формуле (9.10) определяем издержки на обслуживание и ремонт:

млн. руб.;

Суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы на ремонтно-эксплутационное обслуживание сетей из выражения (9.8) составит:

млн. руб.;

Суммарная стоимость потерь в сетях системы:

; (9.11)

где — потери электроэнергии в сети, кВТ*ч/год

— стоимость 1 кВт*ч потерянной энергии, руб./кВТ*ч

; (9.12)

где — количество электроэнергии поступившей, кВТ/ч.

;

Средне-отпускной тариф — 1,17 руб. за кВт *ч, ОАО «Бурятэнерго» на тепловую и электрическую энергию на 2007 год.

Суммарная стоимость потерь в сетях системы по формуле (9.11) равна:

;

Суммарные издержки, связанные с передачей и распределением электроэнергии по формуле (9.7) составят:

млн. руб./год;

По формуле (9.6) определим полную себестоимость передачи электроэнергии по сетям энергосистемы:

руб./кВт*ч;

Отчисления на социальные нужды в 2007 году берутся в размере 25,8% от фонда заработной платы (18,2% - Пенсионный фонд, 3,6% - Фонд обязательного медицинского страхования, и 4,0% - Фонд социального страхования.)

Расходы на содержание и эксплуатацию системы электроснабжения на проектной стадии можно рассчитывать по укрупненным показателям.

Затраты на эксплуатационные материалы рекомендуется брать в размере 1,5% балансовой стоимости электрооборудования.

Затраты на текущий ремонт рекомендуется брать в размере 3% от балансовой стоимости электрооборудования.

Прочие расходы — 50% от общецеховых расходов.

Численность обслуживающего персонала принимается согласно отраслевым инструкциям и нормам.

Справочно: По данным Федеральной службы госстатистики по Бурятии средняя заработная плата, начисленная работникам предприятий Республики Бурятия, в конце 2006 года сложилась в размере 7663 рубля. В том числе по отраслям: сельское хозяйство — 2715 руб., добыча полезных ископаемых — 10 025 руб., обрабатывающее производство — 7752 руб., электроэнергетика — 11 910 руб., строительство — 7150 руб., оптовая торговля — 5238 руб., транспорт — 12 359 руб.

Расход электроэнергии на собственные нужды, а также потери электроэнергии определяются по данным основного раздела дипломного проектирования.

9.5 Расчет экономической эффективности проекта

Экономический эффект (в расчетах принимается как величина чистой прибыли П_чt) рассчитывается как стоимостная оценка результата от реализации проекта. Цели проектов в системе электроснабжения разные. Некоторые из них представлены ниже. Необходимо рассчитать экономический эффект в денежном выражении от реализации достигнутой цели.

Расчет показателей финансово-экономической эффективности можно производить в постоянных ценах, т. е. не учитывать инфляцию. Соответственно не будет некоторых показателей в текущих ценах. Расчетная ставка дисконтирования, в данном случае, будет равна номинальной. Также если не предполагается использование заемных средств, некоторые показатели не рассчитываются.

Таблица 9.3.7. Экономический эффект от реализации проекта

Определим годовой экономический эффект, т. руб.;

;

Простая норма прибыли из выражения (9.3) равна:

110/10 ;

110/35/10 .

По формуле (9.5) определим ежегодные издержки на амортизацию (реновацию):

тыс. руб.;

.

Простой срок окупаемости при равномерном поступлении доходов определим по формуле (9.4):

;

110/10 года;

110/35/10 года.

Далее произведем расчет показателей финансово-экономической эффективности проекта.

Для ориентировочной оценки целесообразности вложения средств в совершенствование электроснабжения потребителя, что энергетическая служба имеет внутреннюю хозяйственную самостоятельность, компенсируя расходы — доходами, обеспечивает прибыль и рентабельность при электроснабжении. Поэтому следует принимать эффект от реконструкции в стоимостном выражении (создание рабочих мест, снабжение промышленного предприятия электроэнергией).

Исходные данные для финансово-экономической оценки:

1. Темп инфляции в год;

2. Норма амортизации на реновацию 1/год;

3. Средняя номинальная норма дисконтирования 1/год;

4. Годовой экономический эффект млн. руб./год;

5. Капиталовложения в постоянных ценах из собственных (акционерных) средств млн. руб.

Расчетные показатели:

1. Средняя реальная норма дисконтирования, 1/год.

=1,13; (9.13)

2. Коэффициент дисконтирования при :

=0,13; (9.14)

3. Экономический эффект в текущих ценах:

=12,43; (9.15)

4. Капиталовложения в текущих ценах из собственных (акционерных) средств, млн. руб.:

=0,432; (9.16)

5. Годовые амортизационные отчисления на реновацию, млн. руб./год:

=2,4; (9.17)

6. Начисленная амортизация в текущих ценах нарастающим итогам, млн. руб./год:

=0,89; (9.18)

7. Ликвидационная стоимость, млн. руб.:

=2,47; (9.19)

8. Поток платежей, млн. руб.:

=4,89; (9.20)

9. Чистый дисконтированный доход, млн. руб.:

=3,36; (9.21)

По формулам произведем расчет показателей финансово-экономической эффективности проекта. За расчетный период возьмем промежуток времени продолжительностью 29 лет, так как срок службы основного оборудования составляет 29 лет.

Рассчитав расчетные показатели (9.13−9.21), и составив график окупаемости проектов, мы можем наблюдать, что проект по строительству подстанции 110/10 кВ «Сотниково» окупается за 14.4 года.

В целом делаем вывод, что проект по строительству подстанции 110/10 «Сотниково» более целесообразен с точки зрения экономики.

Заключение

В данном дипломном проекте было предложено и теоретически обоснованно проведение ряда мероприятий по реконструкции системы электроснабжения Иволгинского района.

По сети высшего напряжения была доказана эффективность проектирования и строительства понижающей подстанции напряжением 110/10 кВ «Сотниково».

Срок окупаемости проекта по сооружению подстанции составил 18 лет.

В целом, цели, поставленные перед дипломным проектом были достигнуты.

Список использованных источников

1. Правила устройства электроустановок. 6-е изд., доп. с испр. М.; ЗАО Энергосервис 2000. — 608 с.

2. Блок В. М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов. Учеб. пособие, 2-е изд., — М.; Высш. шк., 1990. — 383 с.

3. Васильев А. А., Крючков И. П. и др. Электрическая часть станций и подстанций". М.: Энергоатомиздат, 1980.

4. Идельчик В. И. Электрические системы и сети. Учеб. — М.; Энергоминатомиздат, 1989. — 592 с.

5. Лисовский Г. С. Хейвиц М.Э. Главные схемы и электротехническое оборудование подстанций 35−500 кВ.-М.; Энергия, 1970.

6. Лебедева И. П., Соколова Л. Е. Организация инвестиционной деятельности в рыночной экономике. — М.; Изд. МЭИ, 1997.

7. Сазыкина О. В. Основы экономики промышленной энергетики. Ч. 1. Учеб. пособие. Норильский индустриальный институт. — Норильск, 1997.

8. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть станций и подстанций. 2-е издание. М.: Энергоиздат, 1972 г.

9. Солдаткина Л. А. Электрические сети и системы: Учеб. пособие для вузов. — М.; Энергия, 1978. — 216 с.

10. Строев В. А. Электрические системы и сети: Учеб. пособие для электроэнерг. спец. — М.; Высш. шк., 1999. — 352 с.

11. Рокотян С. С. Шапиро И.М. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. — 3 изд., перераб. и доп. — М.; Энергоатомиздат, 1985. 352 с.

12. Русак О. Н., Малаян К. Р., Безопасность жизнедеятельности: Учеб. пособие. 3-е изд., испр. и доп. Изд. «Лань», 2000. — 448 с.