Реконструкция подстанции 110/10 кВ «Починная Сопка» п. Починная Сопка Новгородской области

Реконструкция подстанции 110/10 кВ «Починная Сопка» п. Починная Сопка Новгородской области

Содержание Введение

1. Характеристика объекта

1.1 Общие сведения

1.2 Постановка задачи

2. Расчёт электрических нагрузок

2.1 Расчёт электрических нагрузок на вводах потребителей

2.2 Расчёт электрических нагрузок групп потребителей

3. Расчёт электрических нагрузок на шинах 10 кВ ПС 110/10

4. Выбор числа и мощности трансформаторов ПС 110/10 кВ

4.1 Выбор числа и мощности трансформаторов

4.2 Определение коэффициента загрузки трансформатора

4.3 Проверка провода для ВЛ-110 кВ

4.4 Проверка выбранного сечения провода по условию аварийного режима

4.5 Место расположения ПС 110/10 кВ

4.6 Расчёт потерь мощности в трансформаторах в режимах минимальной и максимальной нагрузках на ПС «Починная Сопка»

5. Расчет токов короткого замыкания

5.1 Обоснование выбора мест точек короткого замыкания и их выбор

5.2 Составление и расчёт параметров отдельных элементов схемы замещения

5.3 Расчёт начального значения периодической составляющей тока трёхфазного КЗ

5.4 Расчёт ударного тока трёхфазного КЗ

5.5 Расчёт действующего значения апериодической и периодической составляющих тока трёхфазного КЗ

6. Выбор схемы электрических соединений ПС «Починная Сопка» и её конструктивного исполнения

6.1 Выбор главной схемы подстанции на напряжение 110кВ

6.2 Выбор главной схемы подстанции на напряжение 10

6.3 Выбор схемы собственных нужд подстанции

6.4 Выбор трансформатора собственных нужд

7. Выбор электрических аппаратов ПС 110/10 кВ «Починная Сопка»

7.1 Выбор электрических аппаратов в цепи трансформатора на напряжение 110 кВ

7.2 Выбор электрических аппаратов в цепи трансформатора на напряжение 10 кВ

7.3 Система измерений на ПС 110/10 кВ

7.4 Выбор трансформаторов напряжения

7.5 Выбор трансформаторов тока

7.6 Выбор сборных шин 110 и 10 кВ

7.7 Выбор изоляторов

7.8 Выбор ограничителей перенапряжения

8. Релейная защита и автоматика

8.1 Защита трансформаторов

8.2 Расчёт уставок защиты трансформатора с применением устройства РС83-ДТ2

8.3 Расчёт уставок дифференциальной защиты трансформатора

8.4 Расчёт уставок токовой отсечки (МТЗ 1) защиты трансформатора

8.5 Расчёт уставок максимальной токовой защиты (МТЗ 2) трансформатора

8.6 Расчёт уставок защиты от перегрузки (МТЗ 3) трансформатора

8.7 Газовая защита

8.8 Защита отходящих воздушных линий

8.9 Автоматика ввода резерва (АВР)

8.10 Автоматическое повторное включение

9. Расчет заземляющего устройства и молниезащиты подстанции

9.1 Расчет заземляющего устройства

9.2 Молниезащита подстанции 110/10

10. Безопасность и экология

10.1 Анализ условий и безопасности труда на проектируемом объекте, обоснование путей профилактики травматизма

10.2 Организационно-технологические мероприятия по обеспечению безопасного производства работ в электроустановках

10.3 Организационно-правовые вопросы

10.4 Инженерно-технологические решения по обеспечению электробезопасности

10.5 Противопожарная профилактика при эксплуатации электроустановок

10.6 Безопасность в чрезвычайных ситуациях

10.7.Экология

11. Экономическое обоснование

11.1 Экономические показатели сети

11.2 Экономические показатели электрической сети

11.3 Себестоимость электропередачи и распределения электроэнергии в электрической сети

11.4 Структура себестоимости передачи и распределения электроэнергии

11.5 Срок окупаемости подстанции и сети 110кВ Список литературы

Введение

Уникальность электроэнергетики нашей страны обусловлена, прежде всего, тем, что она создавалась как единый технологический комплекс, в состав которого входит 71 энергосистема. Из 6 объединённых энергосистем 5 входят в состав ЕЭС России, а шестая (ОЭС Востока) работает автономно. ЕЭС России охватывает территорию площадью около 8 млн. км², на которой проживает примерно 130 млн. человек. Региональный принцип разделения генерирующих источников, связанных магистральными линиями электропередачи высокого напряжения, и единая система оперативно-диспетчерского управления обеспечивают наилучшие показатели безаварийной работы электроэнергетики страны.

В настоящее время на проектировании подстанций занято огромное количество инженерно-технических работников, накопивших значительный опыт. Однако бурный прогресс в науке и технике, в частности в энергетике, выдвигают все новые проблемы и вопросы, которые должны учитываться при проектировании и сооружении современных сетевых объектов.

Главная схема электрических соединений подстанции является тем основным элементом, который определяет все свойства, особенности и техническую характеристику подстанции в целом. При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования, аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме, а также принципиальное решение вопросов защиты, степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции.

Системы электроснабжения, как и другие объекты, должны отвечать определенным технико-экономическим требованиям: они должны обладать минимальными затратами при обеспечении всех технических требований, обеспечивать требуемую надежность, быть удобными в эксплуатации и безопасными в обслуживании, обладать гибкостью, обеспечивающей оптимальный режим эксплуатации в нормальных условиях и близкие к ним в послеаварийных ситуациях.

Подстанция «Починная» 110/10 кВ двухтрансформаторная, построена в посёлке Починная Сопка Боровичского района Новгородской области в 1976 году в связи с развитием сельского хозяйства: постройкой свиноводческого и животноводческого комплексов, и зерносушилок для обеспечения хозяйств кормом. Обслуживается персоналом районных электрических сетей (РЭС) ПС запитана по двум ВЛ-110 кВ длиной 27,5 км от ПС Прогресс.

От подстанции ВЛ-10 кВ для питания подстанций 10/0,4 кВ, обеспечивающих электроснабжение потребителей, относящихся ко II и III категории по надёжности электроснабжения. Это — жилищно — коммунальный сектор, объекты учебные и социальные, различные сельскохозяйственные объекты увеличивший нагрузку подстанции.

Целью дипломного проектирования является реконструкция подстанции для повышения надёжности электроснабжения потребителей, для которых данная подстанция является единственным источником электроэнергии, в том числе и для электроприёмников II категории по надёжности электроснабжения.

В задачи дипломного проекта входят изменение схемы на стороне 110 кВ и применение в ней современных коммутационно-защитных аппаратов, выбор современной КРУН-10 кВ, современных устройств релейной защиты и автоматики, проверка заземляющего устройства, проверка расчётами существующей молниезащиты.

При реконструкции подстанции руководствовался директивными и другими нормативными документами, в частности Правилами устройства электроустановок (ПУЭ), Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (РД 34.20−501.95), Межотраслевыми правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок ПОТ РМ-016−2001, РД 153−34.0−03.150−00, и Правилами пожарной безопасности для энергетических предприятий РД153−34−03.301−00 (ВППБ 01−02−095), Нормативно технического проектирования подстанции.

1. Характеристика объекта

1.1 Общие сведения Посёлок Починная Сопка находится на территории Боровичского района Новгородской области. В нём занимаются разведением крупного рогатого скота, лесозаготовкой и деревообработкой, выращивание картофельных и прочих плодоовощных культур. Существуют школьные, медицинские и ветеринарные учреждения. По категории надёжности электроснабжения сельскохозяйственные потребители относятся ко II группе, все остальные учреждения и жилые дома относятся к III группе.

На данный момент посёлок Починная Сопка питается по линиям 10кВ от ПС «Починная», которая в свою очередь питается от ПС «Прогресс» по линиям 110кВ, в соответствии с рисунком 1.

Рис. 1.1. Схема питания пос. Починная Сопка и существующая сеть 110кВ На подстанции 110/10 кВ «Починная» в настоящее время, установлено следующее основное оборудование выпуска шестидесятых годов:

1. ОРУ-110 кВ.

В открытом распределительном устройстве 110 кВ применена схема мостика с двумя секционными разъединителями в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов. Секционные разъединители в нормальном состоянии отключены. Основными коммутационными аппаратами в ОРУ-110 кВ являются разъединители, отделители и короткозамыкатели.

ОРУ-110 кВ выполнено из отдельных блоков, представляющих собой конструкцию с вмонтированным оборудованием. Все аппараты ОРУ расположены на невысоких железобетонных основаниях. По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности монтажа и ремонта оборудования.

Сборные шины в ОРУ 110 кВ выполнены из гибких проводников (провода АС-120/19). Крепятся шины на порталах с помощью подвесных изоляторов.

Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты и автоматики прокладываются в лотках из железобетонных конструкций.

— разъединители РНДЗ-2−110/1000;

— отделители ОД-110;

— короткозамыкатели КЗ -110;

— разрядники РВС-110;

2. РУ-10 кВ.

На низкой стороне 10 кВ применена схема с одной секционированной системой шин. В нормальном режиме работы секционный выключатель отключен. При аварийном отключении силового трансформатора или питающей линии секционный выключатель включается автоматически при помощи АВР.

РУ-10 кВ комплектуется шкафами типа К-37. К-37 состоит из шкафов бронированного типа (с разделением на отсеки) и шинных мостов.

Конструктивно в шкафах выделены следующие отсеки:

1) аппаратура главных цепей — отсек выкатного элемента;

2) сборные шины — отсек сборных шин;

3) отсек линейных присоединений;

4) аппаратура релейной защиты и автоматики — отсек вторичной коммутации.

КРУН 10 кВ шкафы типа К-37;

— выключатели ВМГ-10−20/630;

— разрядник РВП-10

3. Силовые трансформаторы и трансформаторы собственных нужд.

На электрической подстанции 110/10 кВ «Починная» установлено два силовых двухобмоточных трансформатора Т1 и Т2. Мощность потребителей собственных нужд подстанции не велика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В через понижающие трансформаторы ТМ-1 и ТМ-2. Трансформаторы собственных нужд присоединены к шинам 10 кВ.

— Т1 ТМН-2500/110;

— Т2: ТМН-6300/110;

— ТМ-1 и ТМ-2: ТМ-63/10/0,4

4. Электробезопасность и освещение:

— заземляющее устройство;

— молниезащита из четырёх стержневых молниеотводов и тросовые молниеотводы;

— освещение.

5. Стороительные сооружения:

Здание ОПУ требует косметического ремонта.

Территория подстанции огорожена сетчатым железным забором, высота которого составляет 2,5 м. Ограждение требует ремонта или замены.

Фундамент под трансформаторы выполнен из плит НСП на гравийной подушке и блоков ФБС. Под трансформатором устроен маслоприёмник. Ограждение маслоприёмной ямы выполнено из плит ПТ 10,5.

6. Измерительное оборудование, приборы учёта электрической энергии.

На вводах силовых трансформаторов на сторонах 110 кВ и 10 Кв установлены трансформаторы тока, трансформатор напряжения на низкой стороне.

Контроль над режимами работы основного и вспомогательного оборудования на электрической подстанции осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов.

— ТВТ-110;

— ТПОЛ-10;

— ТПЛ-10;

— НТМИ-10

— амперметров класса точности 1,5;

— вольтметров класса точности 1,5;

— счётчиков активной энергии СА3У-И675М класса точности 2,0;

— счётчиков реактивной энергии СР4У-И673М класса точности 2,0.

7. Средства защиты оборудования от атмосферных и коммутационных перенапряжений.

От грозовых перенапряжений, а также от максимально возможных внутренних перенапряжений все электроустановки подстанции защищены вентильными разрядниками в цепях силовых трансформаторов Т1 и Т2 и на сборных шинах 10 кВ.

— РВС-110;

— РВО-10.

Схема ПС «Починная Сопка» представлена на плакате 1.

1.2 Постановка задачи За время эксплуатации, а также в силу достижений в науке и технике, оборудование, установленное на подстанции, морально и физически устарело, следовательно, не обеспечивает требуемой надежности, так как утратило свой ресурс.

Реконструкцию выполняем в два этапа. На первом этапе всю нагрузку переводим на трансформатор Т2 по второй линии. Первую линию выводим в ремонт. Во втором этапе реконструкции выполняем те же операции, что и в первом, кроме замены трансформатора.

1. Замена силовых трансформаторов.

Заменяем трансформатор Т1 на более мощный, так как в дальнейшем возможно строительство новых производственных объектов или обновление существующих.

Второй трансформатор находится в удовлетворительном состоянии. Он будет заменён в случае существенного ухудшения его параметров или выхода из строя.

2. Реконструкция ОРУ 110 кВ.

Схема электрических соединений подстанции, которая представляет собой схему мостика с двумя секционными разъединителями в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов не обеспечивает достаточно надёжного питания потребителей.

Применение короткозамыкателей ограничено теми подстанциями, где они установлены. Схемы ПС, где они применяются, имеют меньшую надежность и большую вероятность повреждения дорогостоящего оборудования подстанции (силового трансформатора), чем схемы с применением выключателей.

Поэтому избавляемся от используемой схемы с применением отделителя с короткозамыкателем и устанавливаем со стороны 110 кВ элегазовый выключатель, с целью повышения надежности схемы, и два разъединителя для вывода в ремонт выключателя. Устанавливаем выключатель на линейном присоединении.

Для защиты силовых трансформаторов от перенапряжений устанавливаем ОПН.

3. Реконструкция КРУН 10 кВ К существующему КРУН 10 кВ ПС «Починная Сопка» подключены линии электропередачи 10кВ, которые обеспечивают электроснабжение ответственных потребителей. Эти присоединения к КРУН 10 кВ определяют расчётные условия, в которых должна производиться реконструкция действующей подстанции.

В основу приведённого ниже варианта реконструкции КРУН 10 кВ заложены следующие принципы:

— максимальное сохранение в работе всех присоединений;

— обеспечение выдачи всей установленной мощности ;

— сохранение связи между ОРУ 110 и КРУН 10 кВ подстанции;

— минимальное количество временных перемычек;

— исключение использования ячеек межсекционного выключателя для временного подключения присоединений.

Заменяем здание КРУН на новое. Меняем масляные выключатели на вакуумные. Меняем электромагнитные реле на микропроцессорные.

4. Замена измерительного оборудования, приборов учёта электрической энергии.

Заменяем контрольно — измерительные приборы, трансформаторы тока и напряжения на новые.

5. Реконструкция строительной части.

Строительные сооружения, железобетонные конструкции, расположенные на территории подстанции, находятся в пригодном для дальнейшей эксплуатации состоянии. Реконструкции подвергнется здание ОПУ.

Порталы находятся в хорошем состоянии и будут использоваться в дальнейшем.

Молниезащита находится в хорошем состоянии, в проекте будет произведён проверочный расчёт эффективности молниезащиты.

Заземление подвергнется перерасчёту и при необходимости будет заменено на новое, а старое заземление будет использоваться в качестве дополнительного.

При реконструкции подстанции «Починная Сопка» будут производиться минимальные коммутирующие переключения. Электроснабжение потребителей будет практически бесперебойным.

2. Расчёт электрических нагрузок

2.1 Расчёт электрических нагрузок на вводах потребителей Определение электрических нагрузок сельскохозяйственных потребителей и электрических сетей без применения вычислительной техники производим на основании методических указаний. При этом исходим из следующих основных положений:

1) Расчётной нагрузкой называют наибольшее из средних значений полной мощности за 30 минут (получасовой максимум), которая может возникнуть на вводе к потребителю или в питающей сети с вероятностью не ниже 0,95.

2) Расчётным годом считается последний год расчётного периода, для которого определяем уровни нагрузок и параметры электроустановок.

3) Расчётным периодом t_р называется отрезок времени, за который все намеченные для ввода в действие потребители, в данном сельскохозяйственном районе, достигнут своего проектного уровня электропотребления.

Так как в проектируемой зоне электроснабжения сезонные потребители (парники, теплицы, оросительные установки) отсутствуют, то расчёт электрических нагрузок сельскохозяйственных потребителей и сетей производим для зимних суток — зимний максимум.

Для сельскохозяйственных потребителей и сетей характерно наличие двух максимумов в суточных графиках электрических нагрузок. Поэтому определяем максимальную дневную активную Р_Д (реактивную Q_Д) и максимальную вечернюю активную Р_В (реактивную Q_В) нагрузки. За расчётную нагрузку для выбора параметров систем электроснабжения (сечения проводов, мощности трансформаторов, и т. п.) принимаем наибольший из дневного или вечернего максимумов.

Расчёт электрических нагрузок населённого пункта Починная Сопка, производим от низших к высшим ступеням системы электроснабжения в два основных этапа:

1) определение нагрузки на вводе к каждому потребителю;

2) расчёт на этой основе нагрузок групп потребителей.

Сведения о потребителях и их количестве в посёлке Починная Сопка приведены в гр.1,2 табл. 2.1.

Таблица 2.1- Расчётные нагрузки на вводах потребителей п. Починная Сопка

Расчёт электрических нагрузок на вводах жилых домов Определение расчётных нагрузок жилых домов основывается на использовании нагрузки одного потребителя, в качестве которого выступает одноквартирный дом, либо квартира в многоквартирном доме, имеющая отдельный счётчик электроэнергии.

Дневной и вечерний максимумы нагрузки на вводе в жилой дом находим по выражениям:

(2.1)

(2.2)

(2.3)

(2.4)

(2.5)

(2.6)

где: k_у.д (k_у.в) коэффициент участия в дневном (вечернем) максимуме нагрузок. Показывает, какая часть максимальной нагрузки того или иного вида потребителей приходится на дневной (вечерний) максимум. Значения k_у.д и k_у.в приведены в [15];

Р_р расчётная активная нагрузка на вводе в жилой дом. Согласно рекомендациям, для населённых пунктов при животноводческих комплексах расчётная активная нагрузка Р_р на вводе в жилой одноквартирный дом с газификацией принимается равной 3,5 кВт;

tg _д (tg _в) коэффициент нагрузки в часы дневного и вечернего максимумов. Значение коэффициента мощности в часы дневного и вечернего максимумов нагрузки для сельскохозяйственных потребителей даны в.

cos _д (cos _в) коэффициент мощности в часы дневного и вечернего максимумов нагрузки. Значение коэффициента мощности в часы дневного и вечернего максимумов нагрузки для типичных сельскохозяйственных потребителей даны в.

N количество однотипных жилых домов, шт.

Определим значение расчётной нагрузки на вводе в одноквартирные жилые дома с газовыми плитами по формулам (2.1) (2.6):

Полученные значения Р_д,, Р_в, Q_д, Q_в, S_д, S_в заносим в гр. 38 табл. 2.1.

Расчёт электрических нагрузок на вводе животноводческих комплексов Нагрузки на вводе животноводческих комплексов, а также отдельных зданий и сооружений комплексов, в часы дневного и вечернего максимумов, определяем по данным [15], где приведены значения Р_р и Q_р, и заносим их в гр. 3,4,6,7 табл. 2.1.

Значение полной мощности в дневные S_д и вечерние S_В часы определяем по формулам:

(2.7)

(2.8)

Найдём значение полной мощности по формулам (2.7) и (2.8) для коровника привязного содержания на 200 голов:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности по формулам (2.7) и (2.8) для телятника с родильным отделением на 230 телят:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Расчёт электрических нагрузок на вводе производственных, общественных, коммунальных предприятий, зданий и сооружений Расчёт электрических нагрузок на вводах данных групп потребителей производим аналогично расчёту в п. 2.1.2. Данные о расчётных нагрузках берём из и заносим их в гр. 3,4,6,7 табл. 2.1.

Значение полной мощности в дневные S_д и вечерние S_в часы определяем по формулам (2.7) и (2.8).

Найдём значение полной мощности для кормоцеха для коровников и телятников:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности для участковой ветеринарной лечебницы:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности для зернохранилища на 500 тонн зерна:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём для лесопильного цеха с пилорамой Р-65:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности для гаража машин:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности для станции технического обслуживания:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности для хлебопекарни:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности для административного здания на 35−50 рабочих мест:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности для сельсовета с отделением связи:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности для магазина на 6 рабочих мест:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности для сельской поликлиники на 150

посещений в день:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности для общеобразовательной школы на 190 учащихся:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности для детского сада на 90 мест:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

2.2 Расчёт электрических нагрузок групп потребителей Так как расчёт отходящих от подстанций линий 0,38 кВ не производился, то всех потребителей Починной Сопки разбиваем на однородные группы, внутри которых максимумы нагрузок отдельных потребителей отличаются не более чем в 4 раза. Таким образом, всех потребителей населённого пункта № 1 разбиваем на 3 группы: бытовые потребители, производственные потребители, коммунально-бытовые и прочие потребители.

Расчёт электрических нагрузок на шинах ТП 10/0,4 кВ определяем путём суммирования расчётных нагрузок на шинах трансформаторных подстанций (ТП) 10/0,4 кВ с учётом соответствующих коэффициентов одновремённости отдельно для дневного и вечернего максимумов:

(2.9)

(2.10)

(2.11)

(2.12)

(2.13)

(2.14)

где: k_о коэффициент одновремённости k_о. Представляет отношение совмещённой максимальной нагрузки к сумме максимумов потребителей или их групп.

Р_дi, Q_дi, S_дi, Р_вi, Q_вi, S_вi расчётная дневная и вечерняя нагрузка на вводе i-го потребителя, или i-го участка линии, или на шинах i-той подстанции.

Расчётную нагрузку потребителей внутри каждой из групп определяем по формулам (2.9)(2.14), в которых значения коэффициента одновремённости k_о принимаем по.

Определим расчётную нагрузку группы бытовых потребителей, состоящую из 300 одноквартирных домов с газовыми плитами:

Результаты расчётов заносим в табл. 2.2.

Определим расчётную нагрузку группы производственных потребителей, состоящую из восьми объектов:

Результаты расчётов заносим в табл. 2.2.

Определим расчётную нагрузку группы коммунально — бытовых и прочих потребителей, состоящую из семи объектов:

Результаты расчётов заносим в табл. 2.2.

Таблица 2.2. — Расчётные нагрузки групп потребителей п. Починная Сопка

Расчетные нагрузки всех групп суммируем в соответствии с по выражениям:

(2.15)

(2.16)

(2.17)

(2.18)

(2.19)

(2.20)

где: Р_д, Р_в, Q_д, Q_в, — наибольшая из двух суммируемых расчётных активных нагрузок в часы дневного и вечернего максимумов, кВт;

Р, Q—добавка от наименьшей из двух расчётных активных нагрузок в часы дневного и вечернего максимумов, кВт. Значения Р и Q принимаем в соответствии с данными.

Суммарная расчётная нагрузка коммунально-бытовых и производственных потребителей согласно выражениям (2.15), (2.16) и (2.17), (2.18) составит:

Суммарная расчётная нагрузка группы потребителей (коммунально-бытовых и производственных) и бытовых потребителей:

Полная мощность потребителей согласно выражениям (2.19), (2.20) составит:

Полученные данные заносим в табл. 2.2.

Данные нагрузок остальных населённых пунктов даны по условию и занесены в табл. 2.3.

Таблица 2.3. — Расчётные нагрузки населённых пунктов сельскохозяйственного района

электрический ток трансформатор релейный

3. Расчёт электрических нагрузок на шинах 10 кВ ПС 110/10

Расчётные нагрузки на шинах 10 кВ ПС «Починная Сопка» определяем суммированием расчётных нагрузок отдельных населённых пунктов по формулам (2.9) — (2.14). В посёлке сооружено 11 ТП. Отсюда можно принять значение коэффициента одновременности k₀ по равным k_о= 0,75.

Берем электрические нагрузки на шинах 10 кВ ПС 110/10 кВ в часы вечернего максимума Р_В, Q_В, S_В из табл. 2.3, поскольку видно, что они больше, чем в часы дневного максимума.

Нагрузки на шинах 10 кВ определим по формуле:

(3.1)

(3.2)

где: k_п—коэффициент потерь, учитывающий потери мощности в распределительной сети 10 кВ. Принимаем значение k_п=1,08 по.

Таким образом, за расчётную нагрузку для выбора трансформаторов 110/10 кВ подстанции принимаем нагрузку, возникающую в вечерний максимум зимних суток и равную S_В = 5646 кВА.

4. Выбор числа и мощности трансформаторов ПС 110/10 кВ

4.1 Выбор числа и мощности трансформаторов Силовые трансформаторы являются основными элементами систем электроснабжения. Надежность электроснабжения различных потребителей и экономичность работы электрооборудования во многом определяются правильным выбором вида и мощности трансформаторов.

Выбор мощности трансформаторов производится исходя из расчетной нагрузки объекта электроснабжения, числа часов использования максимума, темпа роста нагрузок, стоимости электроэнергии, допустимой перегрузки трансформаторов.

Выбор числа трансформаторов на подстанции в первую очередь определяется требованиями, предъявляемыми потребителями к надёжности электроснабжения.

В районе имеются потребители второй категории. Следовательно, в соответствии с ПУЭ, должно быть не менее двух независимых источников питания. Исходя из этого, принимаем к установке два трансформатора.

Номинальную мощность трансформатора находим по следующей формуле:

(4.1)

где: n — количество трансформаторов;

0,7 — коэффициент загрузки трансформаторов.

Тогда мощность трансформатора равна:

.

Выбираем трансформатор с ближайшей большей номинальной мощностью 6300 кВ· А.

Устанавливаем силовые трансформаторы с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой (РПН). Таким образом, принимаем к установке на ГПП два трансформатора типа ТМН 6300/110. Каталожные данные силовых трансформаторов сведены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1. — Каталожные данные силового трансформатора

4.2 Определение коэффициента загрузки трансформатора Фактический коэффициент загрузки трансформатора определяем по формуле:

(4.2)

.

В аварийном режиме, при выходе из строя одного из трансформаторов, коэффициент загрузки трансформатора будет:

0,9 < 1,5.

Следовательно, электроснабжение при выходе одного трансформатора из строя не прерывается. Существует также возможность роста электропотребления населенных пунктов без дополнительных затрат по установке новых трансформаторов большей мощности.

4.3 Проверка провода для ВЛ-110 кВ Исходя из требований по обеспечению надёжности электроснабжения потребителей II категории, питание района спроектирована по двухцепной линии на железобетонных опорах, причём каждая из линий рассчитана на передачу полной мощности.

Экономическое сечение провода находим по формуле:

(4.3)

где: I_max -расчётный ток линии в нормальном режиме работы, А;

j_эк—экономическая плотность тока, А/мм².

Из для центрального района страны выбираем экономическую плотность тока для сталеалюминевых проводов — j_эк= 1,1 А/мм² (при Т_м =3000 ч).

где: I_max=А — ток нормального режима одной цепи.

По расчётному экономическому сечению выбираем из ближайшее стандартное — 10 мм².

Однако в соответствии с наименьшее допустимое сечение сталеалюминевых проводов ВЛ, сооружаемых на двухцепных опорах, по условиям механической прочности составляет 120 мм². Выбираем из провод АС 120/19, I_доп=390А (допустимые токи для всех стандартных значений проводов, определённые из условия, что температура провода не должна превышать 70⁰С и расчётная температура воздуха 25⁰С).

Проверяю его по условиям нагрева, по формуле:

(4.4)

.

Сечение провода марки АС 120 необходимо проверить по условию образования короны при напряжении воздушной линии 110 кВ.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля:

(4.5)

где: m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=0,82);

r₀ — радиус провода (r=0,76 по [4]).

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

(4.6)

где: U — линейное напряжение, кВ;

D_ср — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз.

Провода не будут коронировать, если наибольшая напряжённость поля у поверхности любого провода не более 0,9Е₀.

(4.7)

Согласно формуле (4.5) начальная критическая напряжённость поля:

.

По формуле (4.6) напряжённость поля вокруг провода:

.

Согласно (4.7) условие проверки имеет вид:

Так как 21,8<30, то провод АС-120/19 по условию коронообразования проходит. Следовательно, провод АС-120 подходит по всем рассмотренным параметрам.

4.4 Проверка выбранного сечения провода по условию аварийного режима Наиболее тяжелым случаем аварийного режима является отключение одного из источников питания. В этом случае питание всех нагрузок будет происходить с одной стороны. Проверяем провод по нагреву.

Если проверка показывает превышение допустимого нагрева проводов в аварийном режиме, то сечение проводов увеличивают.

Обрыв одной цепи ВЛ 110кВ:

.

Был выбран провод:, .

Проверяю его по условиям нагрева:

Следовательно, провод АС-120 подходит по условию аварийного режима.

4.5 Место расположения ПС 110/10 кВ

Условия окружающей среды в районе поселка Починная Сопка нормальные (без повышенного уровня загрязнения пылью, не пожарои взрывоопасные). ПС находится на территории п. Починная Сопка, около дороги (расположение показано на рис. 4.1). Она размещена недалеко от центра электрических. К ней подведена двухцепная ВЛ 110кВ от ПС «Прогресс».

Рис. 4.1. Схема размещения ПС 110/10 кВ «Починная Сопка».

4.6 Расчёт потерь мощности в трансформаторах в режимах минимальной и максимальной нагрузках на ПС «Починная Сопка»

Потери активной мощности в двухобмоточных в трансформаторах:

(4.8)

где: nчисло трансформаторов;

— потери короткого замыкания, кВт;

— потери холостого хода, кВт;

— полная мощность в максимальном и минимальном режиме, МВА;

— номинальная мощность трансформатора, МВА.

Потери реактивной мощности в двухобмоточных трансформаторах:

(4.9)

где: — ток холостого хода, %;

— напряжение короткого замыкания, %.

Полные потери мощности.

(4.10)

Режим максимальных нагрузок.

По (4.8):

По (4.9):

По (4.10):

Режим минимальных нагрузок.

По (4.8):

По (4.9):

По (4.10)

5. Расчет токов короткого замыкания

5.1 Обоснование выбора мест точек короткого замыкания и их выбор Короткими замыканиями называют замыкания между фазами, фаз на землю в сетях с глухои эффективно-заземлёнными нейтралями, а также витковые замыкания в электрических машинах.

Расчёт токов короткого замыкания производится для выбора и проверки электрического оборудования, а также уставок электрических аппаратов релейной защиты. При необходимости намечаются мероприятия по ограничению токов короткого замыкания.

Короткие замыкания, как правило, сопровождаются увеличением токов в повреждённых фазах до значений, превосходящих в несколько раз номинальные значения.

Протекание токов КЗ приводит к увеличению потерь электроэнергии в проводниках и контактах, что вызывает их нагрев. Нагрев может ускорить и разрушение изоляции, вызвать сваривание и выгорание контактов и т. д. Поэтому проводники и аппараты должны проверяться на термическую стойкость.

Протекание токов КЗ сопровождается также значительными электродинамическими усилиями между проводниками, под действием этих усилий изоляция и токоведущие части могут быть разрушены. Поэтому электрическое оборудование должно проверяться на электродинамическую стойкость.

Расчётным является трёхфазное короткое замыкание, т.к. токи КЗ в этом случае имеют максимальные значения.

В сетях 110 кВ и выше, работающих с глухозаземленной нейтралью, расчёт токов КЗ производится для того вида КЗ (однофазное или трёхфазное), при котором ток в повреждённой фазе больше.

Выбираем расчётные точки КЗ таким образом, чтобы аппараты и проводники попадали в наиболее тяжёлые условия работы. Выбранные точки КЗ наносим на рсчётную схему, представляющую собой однолинейную схему проектируемой ПС. Расчётная схема на рис. 5.1. На шинах указано среднее напряжение U_ср.

Рис. 5.1.Расчётная схема для определения токов КЗ Параметры отдельных элементов:

— воздушные линии L1 и L2 длиной l=26,9 км выполнены проводом АС120/19 (x_уд=0,4 Ом/км, r_уд=0,25 Ом/км);

— воздушные линии L3 и L4 длиной l=0,6 км выполнены проводом АС120/19 (x_уд=0,4 Ом/км, r_уд=0,25 Ом/км);

— воздушные линии L5 и L6 длиной l=11,9 км и l=19,3 км соответственно выполнены проводом АС25/4,2 (x_уд=0,411 Ом/км, r_уд=1,18 Ом/км);

— трансформаторы Т1 и Т2 (S=6,3 МВА, 110/10, u_k=11%);

— система с неизменным напряжением на шинах 115кВ. Таким образом, на расчётную схему наносим следующие точки КЗ:

Точка К1 — на шинах высшего напряжения РУ 110 кВ, для выбора сборных шин и выключателей 110 кВ, а также разъединителей 110 кВ;

Точка К2 — на шинах низшего напряжения РУ 10 кВ ГПП, для выбора шин, выключателей и разъединителей 10 кВ ГПП;

Точка К3, К4 — в конце удаленного участка распределительной сети, для расчета коэффициента чувствительности МТЗ на выключателях отходящих линий.

При расчёте необходимо определить ток КЗ подтекающий к месту повреждения. При этом основная цель расчета состоит в определении периодической составляющей тока КЗ для наиболее тяжелого режима работы сети. Учет апериодической составляющей производится приближенно, исходя из допущения, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе.

5.2 Составление и расчёт параметров отдельных элементов схемы замещения Для расчёта периодического тока при трёхфазном КЗ составляем схему замещения только для одной фазы, поскольку все фазы цепи находятся в одинаковых условиях. При составлении схемы КЗ исходим из того, что ни в одном из режимов работы не предусмотрена параллельная работа как ВЛ-110кВ, так и трансформаторов ПС «Починная Сопка». Схема замещения проектируемой подстанции представлена на рис. 5.1.

Решаем в относительных базисных единицах, поэтому необходимо предварительно привести все сопротивления элементов схемы замещения к одним и тем же базисным условиям. Принимаем за базисную мощность S_Б =1000 МВА, а за базисные напряжения на каждой ступени трансформации — средние номинальные напряжения, то есть U_б1=115 кВ и U_б2=11 кВ.

Токи КЗ в минимальном и максимальном режимах (взяты из документации ПС «Починная Сопка») и занесены в таблицу 5.1.

Таблица 5.1. — Токи короткого замыкания

Рис. 5.2. Схема замещения для определения токов к.з. в системе электроснабжения с/х района Находим базисные токи:

(5.1)

(5.2)

Определяем сопротивления отдельных элементов схемы замещения для максимального и минимального режимов.

Сопротивление системы находим по формуле:

(5.3)

где: Sб—базисная мощность, МВА;

Iк.з—ток короткого замыкания системы, кА; Iк. зmax=2,92 кА, Iк. зmin=0,44 кА.

Индуктивное сопротивление системы в максимальном режиме:

.

Индуктивное сопротивление системы в минимальном режиме:

.

В дальнейшем для упрощения обозначения индексы «_*б» и «o.e» писать не будем, подразумевая, что все полученные значения сопротивлений даются в относительных единицах и приведены к базисным условиям.

Индуктивное сопротивление одной цепи линии электропередачи 110кВ:

(5.4)

где: х_уд — удельное сопротивление воздушных линий 110 кВ, Ом/км. По [16];

l — длина воздушных линий L1−3 и L2−4, берем l=27,5 км, так как провода линий выполнены одинаковым сечением.

Воздушные линии от подстанции «Прогресс» выполнены сталеалюминевым проводом небольшого сечения ®, поэтому необходимо учитывать и активное сопротивление.

Активное сопротивление одной цепи линии электропередач 110кВ:

(5.5)

где: r_уд— удельное активное сопротивление воздушных линий 110кВ, Ом/км. По.

Полное сопротивление определяем по формуле:

(5.6)

Полное сопротивление одной цепи линии электропередач 110кВ определяем по формуле (5.6):

Индуктивное сопротивление одной цепи линии электропередач 10кВ:

(5.7)

где: х_уд — удельное сопротивление воздушных линий 10 кВ, Ом/км. По [16];

l — длина воздушных линий L5 и L6; l=11,9 км и l=19,3 км соответственно выполнены проводом АС25/4,2.

Активное сопротивление одной цепи линии электропередач 10кВ:

(5.8)

где: r_уд— удельное активное сопротивление воздушных линий 10 кВ, Ом/км.

Полное сопротивление одной цепи линии электропередач 10кВ определяем по формуле (5.6):

Сопротивления блочных трансформаторов Т1 и Т2 находим по формулам:

индуктивное:

(5.9)

активное:

(5.10)

Отметим найденные величины в схеме замещения (рис. 5.3).

Сопротивление имеет порядковый номер (числитель дроби) и числовое значение в относительных единицах (знаменатель дроби).

Рис. 5.3. Схема замещения для определения токов к.з. в системе электроснабжения с/х района для максимального и минимального режимов

Сопротивления до точки К1 определяется следующим образом:

Рис. 5.4. Электрическая схема замещения сети. Расчет точки К-1 для максимального и минимального режимов Максимальный режим:

Отношение, поэтому при расчете токов к.з. в точке К1 активное сопротивление не учитываем.

Минимальный режим:

Отношение, поэтому при расчете токов к.з. в точке К1 активное сопротивление не учитываем.

Рис. 5.5. Электрическая схема замещения сети. Расчет точки К-1 для максимального и минимального режимов Определим сопротивление цепи до точки К2:

Рис. 5.6. Электрическая схема замещения сети. Расчет точки К-2 для максимального и минимального режимов Максимальный режим:

Отношение, поэтому при расчете токов к.з. в точке К2 активное сопротивление не учитываем.

Минимальный режим:

Отношение, поэтому при расчете токов к.з. в точке К2 активное сопротивление не учитываем.

Рис. 5.7. Электрическая схема замещения сети. Расчет точки К-2 для максимального и минимального режимов Определим сопротивление цепи до точки К3:

Рис. 5.8. Электрическая схема замещения сети. Расчет точки К-3 для максимального и минимального режимов

Максимаоьный режим:

Отношение, поэтому при расчете токов к.з. в точке К3 активное сопротивление учитываем.

Минимальный режим:

Отношение, поэтому при расчете токов к.з. в точке К3 активное сопротивление учитываем.

Рис. 5.9. Электрическая схема замещения сети. Расчет точки К-3 для максимального и минимального режимов Определим сопротивление цепи до точки К4:

Максимальный режим:

Рис. 5.10. Электрическая схема замещения сети. Расчет точки К-4 для максимального и минимального режимов Отношение, поэтому при расчете токов к.з. в точке К3 активное сопротивление учитываем.

Минимальный режим:

Отношение, поэтому при расчете токов к.з. в точке К3 активное сопротивление учитываем.

Рис. 5.11. Электрическая схема замещения сети. Расчет точки К-4 для максимального и минимального режимов

5.3 Расчёт начального значения периодической составляющей тока трёхфазного КЗ При расчёте начального значения периодической составляющей тока трёхфазного КЗ принимаем во внимание то, что система отдалёна от точек мест повреждения, воздушными линиями большой протяжённости, поэтому ток который она посылает в место КЗ, может быть принят незатухающим и равным I^" подсчитанным при Е_*^" =1. Отсюда следует, что значение сверхпереходного э.д.с. для системы, удалённой от точек КЗ воздушными линиями протяжённостью l = 27,5 км, всегда принимаем равным E^«_c = 1.

Максимальный режим:

Точка К-1 (шины 110 кВ РУ ВН ГПП):

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ определяется по выражению:

(5.11)

где: Е^«_* — значение сверхпереходной э.д.с. источника (системы) схемы замещения;

z_к1 — результирующее относительное сопротивление ветви схемы замещения.

Результирующее сопротивление ветви схемы до точки К1:

Ток короткого замыкания в точке К1 по формуле (5.11):

Точка К-2 (шины 10 кВ РУ НН ГПП):

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ определяется по выражению:

(5.12)

Результирующее сопротивление ветви системы для точки К2:

Подставляем найденные значения z_к2 и I_б2 в формулу (5.12):

Точка К-3 (конец удаленного участка распределительной сети):

Результирующее сопротивление ветви системы для точки К3:

По выражению (5.12):

Точка К-4 (конец удаленного участка распределительной сети):

Результирующее сопротивление ветви системы для точки К4:

По выражению (5.12):

Минимальный режим:

Точка К-1 (шины 110 кВ РУ ВН ГПП):

Результирующее сопротивление ветви схемы до точки К1:

По выражению (5.11):

Точка К-2 (шины 10 кВ РУ НН ГПП):

Результирующее сопротивление ветви системы для точки К2:

По выражению (5.12):

Точка К-3 (конец удаленного участка распределительной сети):

Результирующее сопротивление ветви системы для точки К3:

По выражению (5.12):

Точка К-4 (конец удаленного участка распределительной сети):

Результирующее сопротивление ветви системы для точки К4:

По выражению (5.12):

5.4 Расчёт ударного тока трёхфазного КЗ Максимальное значение величины мгновенного полного тока достигает через 0,01 с после начала процесса трёхфазного КЗ. Оно носит название ударного тока и обозначается «i_у «. При определении величины I_у условно считаем, что к этому времени периодическая составляющая тока не претерпевает существенных изменений и равна, как и в начальный момент КЗ I^«_*.

Величина ударного тока определяется по выражению:

(5.13)

где: I^«— сверхпереходный ток КЗ, кА;

k_y — ударный коэффициент.

Значение k_у зависит от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ. Постоянная Т_а и коэффициент k_у между собой связаны соотношениями:

(5.14)

Постоянная времени затухания апериодической составляющей равна:

(5.15)

где: щ_п — промышленная частота напряжения сети, 314 рад/с;

x^«/r — отношение элементов системы электроснабжения и постоянной времени типичной радиальной ветви.

Максимальный режим:

Точка К-1.

Точка находится на шинах высшего напряжения ПС 110/10 кВ, которые соединены с системой воздушными линиями 110 кВ, поэтому согласно значение x^«/r равно: x^«/r = 6,3.

По формуле (5.15):

Ударный коэффициент определяю по формуле (5.14):

Определяем ударный ток трёхфазного КЗ по формуле (5.13):

Точка К-2.

Точка находится на шинах низшего напряжения ПС 110/10 кВ, которые соединены с понзающими трансформаторами 6300 кВА. Ударный коэффициент найдем по кривой k_уд=(x/r). Для этого определим отношение элементов системы электроснабжения и постоянной времени типичной радиальной ветви.

По отношению находим k_уд=1,92, Т_а= 0,11с.

Тогда ударный ток КЗ по формуле (5.13):

Точка К-3.

Точка находится в конце линии 10кВ на шинах высшего напряжения ПС

10/0,4 кВ, которые соединены с системой ВЛ 10кВ.

По отношению находим k_уд и Т_а.

По формуле (5.15):

Ударный коэффициент определяю по формуле (5.14):

Тогда ударный ток КЗ по формуле (5.13):

Точка К-4.

Точка находится в конце линии 10кВ на шинах высшего напряжения ПС 10/0,4 кВ, которые соединены с системой ВЛ 10кВ.

По отношению находим k_уд и Т_а.

По формуле (5.15):

Ударный коэффициент определяю по формуле (5.14):

Тогда ударный ток КЗ по формуле (5.13):

Минимальный режим:

Точка К-1.

По отношению находим k_уд и Т_а.

По формуле (5.15):

По формуле (5.14):

По формуле (5.13):

Точка К-2.

По отношению находим k_уд и Т_а.

По формуле (5.15):

По формуле (5.14):

По формуле (5.13):

Точка К-3.

По отношению находим k_уд и Т_а.

По формуле (5.15):

По формуле (5.14):

По формуле (5.13):

Точка К-4.

По отношению находим k_уд и Т_а.

По формуле (5.15):

По формуле (5.14):

По формуле (5.13):

5.5 Расчёт действующего значения апериодической и периодической составляющих тока трёхфазного КЗ Значения апериодической и периодической составляющих тока КЗ для времени t>0 необходимо в первую очередь знать для выбора коммутационной аппаратуры. Для проверки отключающей способности выключателей токи должны быть определены в сравнительно малые моменты времени после начала КЗ. Расчетное время t_отк размыкания контактов выключателя, отключаемого защитой равно:

t_отк= t _р.з + t _о.в, с (5.16)

где: t_р.з время действия основных релейных защит, с;

t_о.в величина времени собственного отключения выключателей, с.

Апериодическая составляющая тока КЗ при условии максимального начального значения сверхпереходного тока определяется по формуле:

(5.17)

где: _аt — коэффициент затухания апериодической составляющей тока КЗ.

Значение _аt определяется по выражению:

(5.18)

Величину _аt можно определить, зная значение постоянной времени Т_а, которое для различных точек КЗ приведено в предыдущем пункте дипломного проекта.

Таким образом, можно определить действующее значение апериодической составляющей тока трёхфазного КЗ i_аt в различных точках повреждения:

Точка К1.

Значение t_отк для этой точки принимаем равным:

t_отк= 2,5 + 0,065=2,565 с, где: t_р.з =2,5 с, так как отключение тока КЗ на ВЛ 110 кВ подстанции производится максимальной токовой защитой, установленной на выключателе в районной ПС, от которой получает питание данная ПС 110/10 кВ;

t_о.в=0,065 с — для элегазовых выключателей, предполагаемых для установки в 110 кВ ГПП и установленных в РУ 110 кВ районной ПС.

Значение Т_а для данной точки берём из п. 5.4 дипломного проекта, тогда Т_а= 0,02 с. Отсюда по формуле (5.18) находим значение _аt для точки К1:

Таким образом, апериодическая составляющая в момент отключения КЗ. в точке К1 практически будет равна нулю, поэтому её при дальнейших расчетах не учитываем. Это условие относится к максимальному и минимальному режимам.

Точка К2.

Значение t_отк для этой точки принимаем равным:

t_отк= 1,7 + 0,05=1,75 с.

где: t_р.з =1,7 с, так как отключение тока КЗ на шинах 10 кВ подстанции и отходящих воздушных линиях производится максимальной токовой защитой, установленной на выключателях РУ 10 кВ подстанции. t_о.в=0,05 с — для вакуумных выключателей, предполагаемых для установки в 10 кВ ПС 110/10 кВ.

Значение Т_а для данной точки берём из п. 5.4 дипломного проекта, тогда

Т_а= 0,11 с. Отсюда по формуле (5.18) находим значение _аt для точки К2:

;

.

Таким образом, апериодическая составляющая в момент отключения КЗ в точке К2 практически будет равна нулю, поэтому её при дальнейших расчетах не учитываем. Это условие относитси к максимальному и минимальному режимам.

Расчёт периодической составляющей тока КЗ в момент отключения повреждения t_отк не производим, так как приняли, что источник (система) находится на значительном электрическом удалении от места к.з. и поэтому периодическая составляющая тока КЗ не затухает с течением времени, то есть она равна сверхпереходному току КЗ при t = 0 c.

Таким образом: I_п.t.1 = I"_К1 = 1,96 кА; I_п.t.2 = I"_К2 = 2,74 кА, I_п.t.3 = I"_К3 = 0,42 кА; I_п.t.4 = I"_К4 = 0,27 кА Данные расчетов токов короткого замыкания в максимальном режиме работы энергосистемы сведём в таблицу 5.3.

Таким образом: I_п.t.1 = I"_К1 = 0,41 кА; I_п.t.2 = I"_К2 = 1,85 кА, I_п.t.3 = I"_К3 = 0,4 кА; I_п.t.4 = I"_К4 = 0,26 кА Данные расчетов токов короткого замыкания в минимальном режиме работы энергосистемы сведём в таблицу 5.4.

Таблица 5.3. — Расчеты токов КЗ для максимального режима

Таблица 5.4. — Расчеты токов КЗ для минимального режима

6. Выбор схемы электрических соединений ПС «Починная Сопка» и её конструктивного исполнения

6.1 Выбор главной схемы подстанции на напряжение 110кВ Схему ПС выбираем с учётом установленной мощности потребителей электроэнергии и категории их надёжности, характера электрических нагрузок и размещения их на ситуационном плане района. Схема ПС включает в себя два понизительных трансформатора типа ТМН 6300/110 и распределительные устройства.

ПС «Починная Сопка» является тупиковой, присоединенная к питающим линиям 110 кВ с односторонним питанием, поэтому применяем блочную схему: две линии, независимо работающие в нормальном режиме, два трансформатора, с ремонтной перемычкой с двумя разъединителями. Взамен ОД и КЗ устанавливаю элегазовые выключатели, разъединители, ОПН вместо разрядников.

Конструктивное исполнение ПС определяется принятой схемой и условиями окружающей среды. Так как условия окружающей среды в районе нормальные, то РУ 110 кВ выполняем открытым (ОРУ). ОРУ должно обеспечить надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупно блочных узлов заводского изготовления. Все аппараты ОРУ располагаем на невысоких основаниях (металлических). По территории ОРУ предусматриваем проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Шины выполняем гибкими из многопроволочных проводов и крепим их с помощью подвесных изоляторов на порталах. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты и автоматики прокладываем в лотках из железобетонных конструкций. Открытое РУ ограждаем.

Данная схема отличается наглядностью, достаточной надежностью, гибкостью и простотой технического обслуживания. А главное, позволяет обеспечить высокий уровень надежности электроснабжения потребителей, питающихся от данной подстанции, а также повышает надежность работы всей сети в целом.

Рис. 6.1. РУ 110 кВ — ПС «Починная Сопка»

6.2 Выбор главной схемы подстанции на напряжение 10кВ На основании НТП подстанций на напряжение 10 кВ принимаем схему с одной секционированной системой сборных шин.

Рис. 6.2. Схема КРУН-10кВ В нормальном режиме секционные выключатели BB/TEL-10/630 отключены по условию ограничения токов короткого замыкания.

Секционированный выключатель срабатывает автоматически при авариях с одним из трансформаторов, чтобы не нарушать электроснабжение потребителей. Для этого выключатели снабжают устройствами автоматического включения резервного питания (АВР). На каждую цепь необходим один выключатель, который служит для включения и отключения цепи в нормальном режиме и аварийном при прекращении электроснабжения одной из секции шин.

РУ низшего напряжения ПС выполняем закрытым и для его устройства используем вместо ячеек КРУН серии К-37 ячейки КРУН типа К-59. В ячейке КРУН типа К-59 установлены вакуумные выключатели, имеется электронагреватель для обогрева механической части привода. КРУ выкатного исполнения, так как от РУ 10 кВ запитаны ответственные потребители II категории и может понадобиться быстрая замена выключателя. Кроме выключателя, на выкатной тележке монтируют трансформаторы напряжения и ограничители перенапряжений, силовые предохранители, разъёмные контакты соединений главной цепи и трансформаторы 10/0,4кВ мощностью до 63 кВА собственных нужд ПС.

Достоинства схемы:

1. Малая аварийность из-за неправильных действий дежурного персонала.

2. Позволяет использовать КРУ, что снижает стоимость монтажа, позволяет применять механизацию и уменьшить время сооружения электроустановки.

3. Авария на сборных шинах приводит к отключению только одного источника питания и половины потребителей.

4. Простота, наглядность, экономичность, достаточно высокая надёжность.

Недостатки схемы: 1. При повреждении и последующем ремонте одной секции, ответственные потребители, нормально питающиеся с обеих секций, остаются без резерва, а потребители, незарезервированные по сети, отключаются на всё время ремонта.

6.3 Выбор схемы собственных нужд подстанции На подстанции применяется постоянный оперативный ток, так как подстанция проектируется на 110 кВ и установлены элегазовые выключатели 110 кВ. Установлено два трансформатора собственных нужд. Принимаем схему собственных нужд с неявным резервом, на секционном автомате установлена АВР. Схема собственных нужд подстанции представлена на рисунке 6.3.

Нагрузка собственных нужд.

Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, типа и количества оборудования.

Основной нагрузкой собственных нужд подстанции является обогрев выключателей 110 кВ и их приводов, отопление и освещение КРУН, освещение и отопление ОПУ и т. д.

Трансформаторы собственных нужд присоединяют к шинам 10 кВ.

Нагрузка собственных нужд подстанции приведена в таблице 6.1.

Рис. 6.3. Схема собственных нужд.

Таблица 6.1. — Мощности потребителей собственных нужд.

6.4 Выбор трансформатора собственных нужд Расчетная активная нагрузка трансформатора собственных нужд.

(6.1)

где: — коэффициент спроса;

— КПД.

Расчетная реактивная нагрузка трансформатора собственных нужд.

(6.2)

Мощность трансформаторов собственных нужд на подстанции с постоянным дежурным персоналом.

(6.3)

где: К_С — коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки.

Мощность трансформатора собственных нужд.

(6.4)

где: 1,3 — допустимая перегрузка трансформатора собственных нужд на 30%

Мощность трансформаторов собственных нужд по (6.3):

Мощность трансформатора собственных нужд по (6.4):

Принимаем к установке два трансформатора типа ТМ-63/10/0,4.

Каталожные данные трансформаторов сведены в таблицу 6.2.

Таблица 6.2. — Каталожные данные трансформатора ТМ-63

7. Выбор электрических аппаратов ПС 110/10 кВ «Починная Сопка»

7.1 Выбор электрических аппаратов в цепи трансформатора на напряжение 110 кВ Выбор выключателей и разъединителей 110 кВ.

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание. Выключатели высокого напряжения должны длительно выдерживать номинальный ток I_ном и номинальное напряжение U_ном.

Для выбора производим сравнение указанных расчетных величин с допускаемыми значениями. Для этого составляем таблицу 7.1. сравнения указанных расчетных и допустимых величин. При этом для обеспечения надежной безаварийной работы расчетные величины должны быть меньше допустимых.

Допустимо производить выбор выключателей по важнейшим параметрам:

по напряжению установки:

(7.1)

по длительному току:

; (7.2)

Производится проверка на симметричный ток отключения по условию:

(7.3)

Проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока:

(7.4)

где: — наибольший ток КЗ (действующее значение);

i_{а, ном} — номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени t;

_ном — номинальное значение относительного содержания апериодической

составляющей в отключаемом токе (определяется для момента расхождения контактов, по каталогам. Если с, то принимают);

i_а,t — апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов;

t — наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов.

Согласно условию оно составляет:

t_отк= t _р.з + t _с.в, с где: t_р.з. — минимальное время действия релейной защиты для зоны по токам КЗ, где установлен данный выключатель, с;

t_с.в — собственное время отключения выключателя, с.

Если условие соблюдается, а i_а,t>i_{а, ном}, то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ:

. (7.5)

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току КЗ.

(7.6)

где: I_{пр, с} — действующее значение предельного сквозного тока КЗ (по каталогу);

i_{пр, с} — амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ (по каталогу), эти токи выключатель выдерживает во включенном положении без повреждений, препятствующих дальнейшей работе;

I_п.о — начальное значение периодической составляющей тока КЗ в цепи выключателя;

i_у — ударный ток КЗ в цепи выключателя;.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу:

(7.7)

где: В_К — тепловой импульс (по расчету);

I_Т — предельный ток термической стойкости (по каталогу);

t_Т — длительность протекания тока термической стойкости, с.

Разъединители, устанавливаемые в открытых распределительных устройствах, должны обладать соответствующей изоляцией и надежно выполнять свои функции в неблагоприятных условиях окружающей среды.

Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки, так как контактная система их не имеет дугогасительных устройств и в случае ошибочного отключения токов нагрузки возникает устойчивая дуга, которая может привести к междуфазному КЗ и несчастным случаям с обслуживающим персоналом. Перед операцией разъединителем цепь должна быть разомкнута выключателем.

Выбор разъединителей производится по условиям приведённым выше.

Наибольший ток через выключатель и разъединитель 110 кВ течёт, когда один из понизительных трансформаторов Т1 или Т2 выведен из работы. Его значение составит:

Таблица 7.1. — Проверка выключателя и разъединителя

Примечание: 1. Так как согласно расчётам в п. 5.5 дипломного проекта к моменту отключения тока КЗ апериодическая составляющая будет практически равна нулю, то проверку выключателя и разъединителя по условию (7.4) не производим. Таким образом, принимаем к установке в РУ 110 кВ ПС 110/10 кВ выключатели типа ABB LTB145D1/B и разъединители типа ABB SGF123n.

7.2 Выбор электрических аппаратов в цепи трансформатора на напряжение 10 кВ Выбор КРУН.

На стороне 10 кВ подстанции принимаем к установке комплектное распределительное устройство наружного исполнения КРУ-59 предназначенное для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока промышленной частоты 50Гц на номинальное напряжение 6−10 кВ и комплектования распределительных устройств 6 и 10 кВ подстанции.

Шкаф состоит из трех отделений: корпуса, выдвижного элемента и релейного шкафа. Корпус разделен на отсеки: сборных шин, линейный и выдвижного элемента.

Выкатной элемент шкафа (тележка) имеет три положения:

рабочее — тележка находится в корпусе шкафа, первичные и вторичные цепи замкнуты;

контрольное — тележка в корпусе шкафа, первичные цепи разомкнуты;

ремонтное — тележка находится вне корпуса шкафа, первичные и вторичные цепи разомкнуты.

Выбор выключателей 10 кВ.

На стороне 10 кВ необходимо выбрать выключатели в ячейках КРУ для отходящих ВЛ, цепей трансформатора и секционный выключатель. Выбор выключателей на стороне 10 кВ аналогичен выбору выключателей на стороне 110 кВ.

Наибольший ток через выключатели 10 кВ течёт, когда один из понизительных трансформаторов Т1 или Т2 выведен из работы. Его значение составит:

Из [4], выбираем для установки на стороне 10 кВ выключатель вакуумный типа ВВ-TEL-10−12,5/630 У3, данные сводим в табл. 7.2.

Таблица 7.2. — Проверка выключателя ВВ-TEL-10−12,5/630У3

Принимаем к установке в РУ 10 кВ подстанции выключатели типа ВВ-TEL-10−12,5/630 У3.

Выбор предохранителей для ТСН В цепи 10 кВ трансформаторов собственных нужд ТМ-63/10-У3 устанавливаем предохранители типа ПКТ 101−10−8-31,5-У3.

Проверка по напряжению: U_ном U_уст, 10кВ 10 кВ.

Проверка по току:

I_ном?I_рmax, А,

8А 3,64А.

7.3 Система измерений на ПС 110/10 кВ Контроль над режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанции осуществляем с помощью контрольно-измерительных приборов, устанавливаемых на местном щите управления.

Таблица 7.3. — Контрольно-измерительные приборы на ПС 110/10 кВ

7.4 Выбор трансформаторов напряжения Выбор трансформаторов напряжения для 110 кВ Трансформаторы напряжения (ТН) предназначены для понижения первичного напряжения до стандартной величины 100 или В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Первичная обмотка ТН включается на напряжение сети U_1, а к вторичной обмотке (напряжение U₂) присоединены катушки измерительных приборов и реле.

Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:

по напряжению установки:

(7.8)

по конструкции и схеме соединения обмоток;

по классу точности;

по вторичной нагрузке по условию:

(7.9)

где: — номинальная мощность в выбранном классе точности;

S₂ — нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к ТН, Для упрощения расчётов нагрузку приборов можно не разделять по фазам, тогда выражение для расчета присоединенной нагрузки имеет вид:

. (7.10)

По условиям (7.8) — (7.10) выбираем трехфазный антирезонансный масляный трансформатор напряжения типа НАМИ-110 УХЛ1, предназначенный для установки в электрических сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц с глухозаземлённой нейтралью с целью передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, устройств автоматики, защиты, сигнализации и управления, заносим его каталожные данные в табл.7.4.

Таблица 7.4. — Каталожные данные трансформатора напряжения типа НАМИ-110 УХЛ1

Проверку трансформатора по вторичной нагрузке производим на основании перечня измерений приборов и их данных по потребляемой мощности табличным способом.

Таблица 7.5. — Вторичная нагрузка трансформатора напряжения типа НАМИ-110 УХЛ1.

Таким образом, S₂ =26,1 < S_ном =400, следовательно, трансформатор будет работать в выбранном классе точности без недопустимых погрешностей. Исходя из этого, принимаем к установке на шинах 110 кВ ПС «Починная» трансформатор напряжения НАМИ-110 УХЛ1.

Выбор трансформаторов напряжения для 10 кВ Для КРУН 10 кВ выбор трансформаторов напряжения производим аналогично. Результаты заносим в табл. 7.6.

Таблица 7.6. — Выбор трансформаторов напряжения НАМИ-10−95 УХЛ1.

Чтобы произвести проверку трансформатора по вторичной нагрузке, производим подсчёт табличным способом.

Таким образом, S₂ =32 < S_ном =200, следовательно, принимаем к установке на стороне 10 кВ ГПП по ТН типа: НАМИ-10−95УХЛ2.

Таблица 7.7. — Вторичная нагрузка трансформатора напряжения типа НАМИ-10−95 УХЛ1.

7.5 Выбор трансформаторов тока Выбор трансформаторов тока для 110 кВ Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. ТТ имеет замкнутый магнитопровод и две обмотки — первичную и вторичную. Первичная обмотка включается последовательно в цепь измеряемого тока I₁, ко вторичной обмотке присоединяются измерительные приборы, обтекаемые током I₂.

Трансформаторы тока выбираются по следующим условиям:

по напряжению установки:

(7.11)

по длительному току:

; (7.12)

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.

по конструкции и классу точности;

по электродинамической стойкости:

(7.13)

где: i_у — ударный ток КЗ согласно расчёту в п. 5.4 дипломного проекта;

к_кд — кратность электродинамической стойкости, по каталогу;

I_1ном — номинальный первичный ток трансформатора тока.

по термической стойкости:

(7.14)

по вторичной нагрузке:

(7.15)

где: z₂ — вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом;

z_2ном — номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности, Ом.

Рассмотрим подробнее выбор ТТ по вторичной нагрузке. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому z₂ r₂. Вторичная нагрузка r₂ состоит из сопротивления приборов r_приб, соединительных проводов r_пр и переходного сопротивления контактов r_к:

. (7.16)

Сопротивление приборов определяется по выражению:

(7.17)

где: r_приб — мощность, потребляемая приборами;

I₂ — вторичный номинальный ток прибора.

Сопротивление контактов принимаем 0,1 Ом. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие:

(7.18)

откуда:

. (7.19)

Зная r_пр, можно определить сечение соединительных проводов по формуле:

(7.20)

где: — удельное сопротивление материала провода.

l_расч — расчетная длина (м), зависящая от схемы соединения трансформаторов тока.

Применяем провода с медными жилами (р = 0,0175 Оммм2/м).

Схему соединения электроизмерительных приборов выбираем согласно рекомендациям. На стороне высокого напряжения из [4], выбираем для установки измерительные трансформаторы тока типа ABB IMB123 и сводим расчетные и каталожные данные в табл. 7.7.

Таблица 7.7. — Проверка трансформатора тока.

Класс точности выбранных трансформаторов ТТ — 0,5, номинальная нагрузка в классе точности 0,5 — Z_2ном= 1,2 Ом.

Нагрузка измерительного трансформатора тока определяется подключаемыми во вторичные цепи электроизмерительными приборами.

Расчетные нагрузки ТТ представлены в табл. 7.8.

Таблица 7.8. — Нагрузка трансформаторов тока.

Наиболее загруженными являются фазы, А и С. Общее сопротивление приборов определяем по формуле (7.17):

Вторичная номинальная нагрузка ТТ в классе точности 0,2-z_2ном=1,2Ом.

Сопротивление контактов принимаем 0,1 Ом, тогда сопротивление проводов по (7.19):

Ориентировочная длина кабеля — 50 м. Трансформаторы тока соединены в полную звезду.

Расчетное сечение кабеля определяем по формуле (7.20):

По условию механической прочности сечение не должно быть меньше 2,5 мм². По принимаем к установке контрольный кабель КВВГ с медными жилами сечением q= 2,5 мм².

Уточнённое сопротивление проводов с учётом жил сечения 2,5 мм².

Сопротивление вторичной нагрузки.

0,6 Ом<1,2 Ом Окончательно принимаем кабель КВВГ с жилами сечением 2,5 мм².

Выбор трансформаторов тока для 10 кВ Для КРУН-10 кВ выбор измерительных трансформаторов тока аналогичен.

Таблица 7.9. — Проверка трансформатора тока

Класс точности выбранных трансформаторов ТТ — 0,5, номинальная нагрузка в классе точности 0,5 — Z_2ном= 1,2 Ом.

Таблица 7.10. — Нагрузка трансформаторов тока.

Наиболее загруженными являются фазы, А и С.

По формуле (7.17):

Вторичная номинальная нагрузка ТТ в классе точности 0,2 — z_2ном=1,2 Ом. Сопротивление контактов принимаем 0,1 Ом. По (7.19):

Ориентировочная длина кабеля — 50 м. Трансформаторы тока соединены в полную звезду.

По формуле (7.20):

Принимаем кабель КВВГ с медными жилами сечением q= 2,5 мм².

Уточнённое сопротивление проводов с учётом жил сечения 2,5 мм².

Сопротивление вторичной нагрузки.

0,91 Ом<1,2 Ом Окончательно принимаем кабель КВВГ с жилами сечением 2,5 мм².

7.6 Выбор сборных шин 110 и 10 кВ Выбор сборных шин 110 кВ На высокой стороне подстанции ВЛ-110 кВ подключается непосредственно к разъединителям 110 кВ вводов силовых трансформаторов.

На основании расчетов в п. 4.3 дипломного проекта выбраны сечение и марка проводов ВЛ 110 кВ АС-120/19 сечением 120 мм², допустимым током I_доп= 390 А, наружным диаметром провода 15,2 мм.

Термическое действие тока КЗ:

(7.21)

где: с=88 — коэффициент, учитывающий отдачу тепла в окружающую среду путем теплопроводности, лучеиспускания и конвекции, Вт/(см²•К).

Необходимое условие соблюдается, устанавливаем провода АС-110/19.

Проверка на нагрев:

33,1 A<390 A

Провод проходит по условию нагрева Проверка по условию короны:

Напряжённость электрического поля.

Среднегеометрическое расстояние между проводами фаз.

Максимальное значение напряжённости электрического поля.

Условия короны

кВ/см2

21,94 кВ/см2<33,37 кВ/см2

Провод проходит по условию короны.

Выбор сборных шин 10 кВ Так как на подстанции намечается установка комплектного распределительного устройства типа КРУН К-59, то проверка жестких шин не производится, обусловлено гарантией завода изготовителя. Поэтому выберем только шинный мост 10 кВ от силового трансформатора до ввода в КРУН.

Шинный мост 10кВ выполняю гибкими проводами.

Максимальное значение тока нагрузки

А.

Сечение выбираю по экономической плотности тока.

при Т_max=3000−5000ч для неизолированных шин и проводов из алюминия.

мм².

Выбираю провод марки АСО-400/22,. [31]

Проверяю провод по допустимому току

;

.

Проверим выбранные шины на механическую стойкость.

Момент сопротивления сечения W зависит от размеров и расположения шин. Так как шины прямоугольного сечения расположены на изоляторах плашмя, то:

(7.22)

где: b и h — размеры поперечного сечения шин, см.

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента, определяется по формуле:

где: lпролет, расстояние между опорными изоляторами шинной конструкции, м.

Условие механической стойкости выполняется, следовательно, выбранные шины механически прочны.

7.7 Выбор изоляторов Выбор изоляторов на стороне 110кВ На подстанции используем опорные и проходные изоляторы.

Опорные изоляторы выбираются по следующим условиям:

по номинальному напряжению:

U_уст U_ном (7.23)

по допустимой нагрузке:

F_расч F_доп (7.24)

где: F_расч — сила, действующая на изолятор, Н; F_доп—допустимая нагрузка на головку изолятора, Н. Согласно требованиям.

F_доп=0,6F_разр, (7.25)

где: F_разр — разрушающая сила на изгиб, Н.

При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз F_расч:

(7.26)

где: k_h=1,0 — поправочный коэффициент на высоту шины при расположении шины плашмя;

l — длина пролета;

а — расстояние между фазами.

Проходные изоляторы выбираются:

по напряжению установки: U_уст U_ном ;

по номинальному току: I_maxI_ном;

по допустимой нагрузке: F_расч F_доп ;

для проходных изоляторов расчетная сила определяется по выражению:

F_расч= 0,5F_расч l.

Для ОРУ-110 кВ выбираем из [4], опорные изоляторы типа С4−450IУХЛ-Т1 на напряжение U= 110 кВ, F_разр= 4000 Н. Для этого случая по (7.26):

где: l=5м — длина пролета;

а=1,5м — расстояние между фазами.

Следовательно, выбранные изоляторы удовлетворяют необходимым условиям.

Выбор изоляторов на стороне 10кВ На стороне 10 кВ по [4], выбираем опорные изоляторы тип ОНШ-10−5-1УХЛ1 для наружной установки на номинальное напряжение U_ном=10кВ, разрушающая нагрузка F_разр= 5000 Н.

Величина расчетной нагрузки:

где: l=2м — длина пролета;

а=0,6м — расстояние между фазами.

Следовательно, выбранные изоляторы удовлетворяют необходимым условиям и могут быть установлены в КРУН-10 кВ.

На стороне 10 кВ по [4], табл. 5.8 выбираем проходные изоляторы типа ИП-10/630−750УХЛ1 для наружной установки на номинальное напряжение U_ном=10кВ, разрушающая нагрузка F_разр= 7500 Н.

Проверяем проходной изолятор на механическую прочность:

Следовательно, выбранные изоляторы удовлетворяют необходимым условиям и могут быть установлены в КРУН-10 кВ.

7.8 Выбор ограничителей перенапряжения Защиту подстанции осуществляем защитой подходов ВЛ с использованием грозозащитных тросов и ОПН. Грозозащитные тросы ВЛ 110 кВ выполнены стальным канатом из оцинкованной проволоки сечением 50 мм², которые заводим на выходные порталы подстанции.

ОПН представляет собой аппарат опорного типа и содержит высоконелинейный резистор, состоящий из последовательно соединенных в колонку дисков оксидно-цинковых варисторов, помещенных в изоляционную оболочку. Ограничители исполнения УХЛ1 имеют взрывобезопасный чехол из комбинированной полимерной изоляции: стеклопластиковый цилиндр с оребренным покрытием из кремнийорганической резины.

Выбираем ограничители перенапряжения.

Таблица 7.11. — Каталожные данные ОПН.

8. Релейная защита и автоматика

8.1 Защита трансформаторов В процессе эксплуатации возможны повреждения в трансформаторах и на их соединениях с коммутационными аппаратами, что предполагает необходимость установки на защитных устройств.

Основными видами повреждений являются многофазные и однофазные короткие замыкания в обмотках и на выводах трансформатора, а также «пожар стали» магнитопровода.

Перегрузка трансформаторов не влияет на работу системы электроснабжения в целом, так как она обычно не сопровождается снижением напряжения. Кроме того, сверхтоки перегрузки относительно невелики и их прохождение допустимо в течение некоторого времени, достаточного для того, чтобы персонал принял меры к разгрузке. Так, согласно нормам, перегрузку током I_пер = 1,6 I_т.ном можно допускать в течение t = 45 мин. В связи с этим защита трансформатора от перегрузки при наличии дежурного персонала должна выполняться с действием на сигнал.

Согласно требованиям ПУЭ, трансформаторы должны обеспечиваться следующими видами защиты:

— действующая на отключение максимальная токовая защита от внешних коротких замыканий;

— токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора;

— защита от перегрузки;

— газовая защита от повреждение внутри бака трансформатора сопровождающиеся разложением масла и выделением газа, в том числе от витковых замыканий, а также от понижения уровня масла в трансформаторе.

8.2 Расчёт уставок защиты трансформатора с применением устройства РС83-ДТ2

Необходимо выбрать параметры настройки устройства РС83-ДТ2 для защиты трансформатора ТМН-6300/110, со схемой соединения обмоток Y/? — l 1:

Максимальная нагрузка трансформатора — S_нагр.max=7000кВ· А. Максимальное время защит линий, отходящих от шин НН трансформатора, t_max=1,7 c.

Токи короткого замыкания в максимальном и минимальном режиме работы энергосистемы на стороне 110 кВ (точка К1) и шинах 10 кВ (точка К2) приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1 — Токи короткого замыкания для расчета уставок защит трансформатора.

Приведение токов КЗ в точке К2 к стороне ВН трансформатора выполняется по формуле:

(8.1)

где: — ток трехфазного короткого замыкания на шинах 10 кВ (в точке К2);

k_T — коэффициент трансформации силового трансформатора равный отношению номинальных напряжений -115/11 кВ. Он приводит значение тока короткого замыкания, найденного на ступени напряжения 10 кВ, к ступени напряжения 110 кВ.

По формуле (8.1):

По формуле (8.1):

8.3 Расчёт уставок дифференциальной защиты трансформатора Дифференциальная защита трансформатора выполнена с применением устройства РС83-ДТ2. Для выбора его параметров, сначала необходимо выбрать коэффициенты трансформации трансформаторов тока, устанавливаемых на всех сторонах защищаемого трансформатора. Методика этого выбора приведена в таблице 8.2.

Таблица 8.2 — Выбор трансформаторов тока на сторонах защищаемого трансформатора.

При выборе тока срабатывания защиты необходимо обеспечить не действие защиты в двух режимах работы защищаемого трансформатора:

— при включении трансформатора только со стороны источника питания, когда в момент включения в питающей обмотке трансформатора появляются значительные броски тока намагничивания.

Для отстройки от броска тока намагничивания при включении трансформатора устройство снабжено фильтрами тока по второй и по пятой гармоникам. Рекомендуемая производителем уставка срабатывания — 20% от составляющей первой гармоники дифференциального тока.

— при трехфазных К.З. вне зоны действия защиты (повреждение на шинах низшего напряжения), когда через трансформатор проходит максимальный сквозной ток внешнего короткого замыкания. Это обеспечивается использованием тормозной характеристики у реле РС83-ДТ2.

Тормозная характеристика имеет постоянный коэффициент торможения.

Он выбран исходя из условия отстройки от токов небаланса при внешнем КЗ и предельных условиях:

— погрешность трансформаторов тока: 10%;

— диапазон регулирования РПН трансформатором: 16,02%;

— погрешность за счет не точного выравнивания токов в плечах защиты: 5%.

Итого:

Тормозная характеристика чувствительной ступени дифференциальной защиты устройства РС83-ДТ2 имеет постоянный коэффициент торможения, равный 0,5.

Ток начала торможения выбирается из соображений не действия торможения при номинальном токе нагрузки трансформатора. Так как трансформаторы тока стороны НН выбираются по номинальному току силового трансформатора, поэтому при токах нагрузки, меньших номинальных, в реле будет протекать вторичный ток менее 5 А. Для обеспечения не действия торможения от токов нагрузки можно принять ток начала торможения равный I_торм. = 5,0 А.

Рассчитываются уставки.

Определяются коэффициенты выравнивания по току для каждой из сторон. Для стороны ВН, где трансформаторы тока собираются в треугольник, коэффициент выравнивания определяется по формуле:

(8.2)

где: — номинальный первичный ток трансформатора тока, установленного со стороны ВН трансформатора;

— номинальный ток стороны ВН силового трансформатора.

принимаем

Для стороны НН, где трансформаторы тока собраны в звезду, коэффициент выравнивания определяется по формуле:

(8.3)

где: — номинальный первичный ток трансформатора тока установленного, со стороны НН трансформатора;

— номинальный ток стороны НН силового трансформатора.

принимаем

Выбирается ток срабатывания дифзащиты и дифотсечки.

Выбирается уставка чувствительной ступени дифзащиты в долях номинального тока трансформатора:

(в долях от номинального тока трансформатора).

Для трансформатора мощностью 6,3 МВ· А уставку чувствительной ступени дифзащиты в долях номинального тока трансформатора примем

После выбора коэффициентов выравнивания уставки по току определяются по формулам:

(8.4)

где: 5 — номинальный вторичный ток трансформатора тока;

— уставка дифзащиты в долях номинального тока трансформатора (принимаем равным 0,5ч1,0);

— коэффициент выравнивания по току для ВН.

(8.5)

где: — коэффициент выравнивания по току для ВН.

Для обеспечения действительной уставки срабатывания защиты не менее выбранной ранее уставки необходимо принять ближайшую большую уставку которую можно выставить в устройстве РС83-ДТ2. Поэтому уставка тока срабатывания защиты по стороне ВН принимается

Из соображений, указанных ранее, уставка тока срабатывания защиты по стороне НН принимается

Действительный ток срабатывания чувствительной ступени дифзащиты будет равен:

(8.6)

где: — ток уставки срабатывания защиты на стороне ВН;

— коэффициент трансформатора тока на стороне ВН;

— коэффициент схемы на стороне ВН.

Проверим коэффициент чувствительности защиты при КЗ на стороне НН (в точке К2) при отсутствии торможения по формуле:

(8.7)

где: — минимальный ток двухфазного КЗ в точке К1;

— ток срабатывания реле токовой отсечки.

По известному значению тока трехфазного КЗ в минимальном режиме в точке К2 найдем ток двухфазного КЗ по формуле:

(8.8)

Отсюда следует, что чувствительная ступень дифференциальной защиты устройства РС83-ДГ2 удовлетворяет требованиям по коэффициенту чувствительности.

Грубая ступень дифотсечки отстраивается от броска тока намагничивания по величине уставки тока срабатывания. Для средних условий ее ток срабатывания должен быть равен (5ч6)· I_{ном. т-ра}.

Грубая ступень дифференциальной отсечки не отстраивается по времени от броска тока намагничивания трансформатора и должна быть отстроена по току. Можно принять уставку по току равной 6· I_{ном.т-ра} — при напряжении 110 кВ.

Поэтому уставка грубой ступени дифотсечки в долях номинального тока трансформатора выбирается равной: .

Вторичный ток срабатывания определяется по формуле (8.5):

По стороне ВН принимаем ближайшую большую уставку, которую можно выставить в устройстве РС83-ДТ2 ;

По стороне НН принимаем ближайшую большую уставку, которую можно выставить в устройстве РС83-ДТ2 ;

Действительный ток срабатывания грубой ступени дифотсечки будет равен:

Проверим коэффициент чувствительности дифотсечки при КЗ на стороне ВН (в точке К1) по формуле (8.7).

По известному значению тока трехфазного КЗ в минимальном режиме вточке K1 найдем ток двухфазного КЗ по формуле (8.8):

Отсюда следует, что грубая ступень дифотсечки устройства РС83-ДТ2 удовлетворяет требованиям по коэффициенту чувствительности.

Выбор времени срабатывания дифзащиты и дифотсечки.

В первом приближении можно считать, что при токе срабатывания, равном 0,5 номинального тока трансформатора, выдержку времени необходимо установить порядка 0,20 с, а при токе срабатывания, равном номинальномупорядка 0,10 с.

Поэтому уставку выдержки времени срабатывания дифзащиты и дифотсечки примем, равную 0,10 с.

8.4 Расчёт уставок токовой отсечки (МТЗ 1) защиты трансформатора Токовая отсечка в трехфазном исполнении от всех видов коротких замыканий. Она отстраивается от максимального тока внешнего короткого замыкания по формуле:

(8.9)

где: — коэффициент отстройки, учитывает ошибку в определении токов, и необходимый запас, принимаем =1,3.

— максимальное значение периодической составляющей тока в месте установки защиты при трёхфазном КЗ на стороне низшего напряжения.

Ток внешнего короткого замыкания — это ток КЗ в точке К2, приведенный к стороне высшего напряжения, в нашем примере он равен:

Токовая отсечка выполняется по трехрелейной схеме с соединением трансформаторов тока в треугольник. Ток срабатывания реле токовой отсечки (МТЗ 1) равен:

(8.10)

где: — ток токовой отсечки;

— коэффициент трансформатора тока на стороне ВН;

— коэффициент схемы трансформатора тока на стороне ВН.

Ток срабатывания реле токовой отсечки может изменятся от 2,0 до 60,0 А с шагом 0,1 поэтому за ток уставки токовой отсечки принимаем ближайший больший ток, который можно выставить в устройстве РС83-ДТ2.

Принимаем .

Далее необходимо рассчитать действительный ток срабатывания токовой отсечки по формуле:

(8.11)

Для проверки чувствительности необходимо знать двухфазный ток короткого замыкания на выводах 110 кВ трансформатора в минимальном режиме работы энергосистемы.

По известному значению тока трехфазного КЗ в минимальном режиме в точке K1 найдем ток двухфазного КЗ по формуле (8.8):

Проверим коэффициент чувствительности токовой отсечки при КЗ на стороне ВН (в точке K1) по формуле (8.7):

Таким образом, выполняем резервную защиту трансформатора токовой отсечкой (МТЗ 1) с использованием устройства РС83-ДТ2.

Выбирается время срабатывания токовой отсечки.

Так как уставка токовой отсечки выбрана по формуле (8.10), то токовая отсечка будет действовать только при повреждениях в трансформаторе, и поэтому выдержка времени токовой отсечки принимается t_T0= 0,1 с.

8.5 Расчёт уставок максимальной токовой защиты (МТЗ 2) трансформатора При расчете максимально-токовой зашиты следует принимать следующие параметры: коэффициент возврата реле —; коэффициент запаса для отстройки тока нагрузки —; коэффициент согласования с защитами предыдущих линий —, согласно.

МТЗ защищает от всех видов между фазных коротких замыканий, для резервирования основных защит трансформатор устанавливается на стороне высшего напряжения и собирается по схеме треугольника. МТЗ отстраивается от максимального тока нагрузки, в максимальном режиме. Поэтому вычисляем максимальный ток нагрузки трансформатора по формуле:

(8.12)

где: S_НАГ.ВН — максимальная нагрузка трансформатора, кВ· А;

U_НОМ.ВН — номинальное напряжение стороны ВН трансформатора, кВ.

Тогда ток срабатывания МТЗ определяется по формуле:

(8.13)

где: — коэффициент отстройки защиты (1,1−1,2) согласно [37];

— коэффициент самозапуска двигателя согласно [38];

— коэффициент возврата МТЗ блока защит РС83-ДТ2 = 0,95 согласно [37];

— наибольшее значение тока нагрузки трансформатора.

Ток срабатывания МТЗ 2 равен:

Максимально-токовая зашита подключена к тем же трансформаторам тока, что и токовая отсечка со схемой соединения в треугольник. Ток срабатывания реле максимально-токовой зашита (МТЗ 2) равен:

(8.14)

Ток срабатывания реле МТЗ 2 может изменятся от 2,0 до 60,0 А, с шагом 0,1, поэтому за ток уставки МТЗ 2 принимаем ближайший больший ток, который можно выставить в устройстве РС83-ДТ2.

Принимаем

Далее необходимо рассчитать действительный ток срабатывания МТЗ 2 по формуле:

(8.15)

где: — ток срабатывания реле максимально — токовой защиты (МТЗ 2)

Необходимо проверить коэффициент чувствительности МТЗ 2 при КЗ на стороне НН (в точке К2) по формуле (8.8).

Отсюда следует, что максимально-токовая зашита (МТЗ 2) устройства РС83-ДТ2 удовлетворяет требованиям чувствительности к МТЗ.

Выбирается время срабатывания максимально-токовой зашиты (МТЗ 2) устройства РС83-ДТ2 по следующей формуле:

(8.16)

где: t_max — максимальное время защит линий отходящих от шин НН трансформатора;

?t — ступень селективности, для учебных расчетов равна 0,5 с.

Время срабатывания МТЗ 2 равно:

Используем выдержку времени в МТЗ 2 устройства РС83-ДТ2.

8.6 Расчёт уставок защиты от перегрузки (МТЗ 3) трансформатора Защита от перегрузки устанавливается на питающей стороне трансформатора и действует на сигнал.

Ток срабатывания защиты от перегрузки на стороне ВН определяется по формуле:

(8.17)

где: — коэффициент отстройки защиты от перегрузки равен 1,2;

— коэффициент возврата токового реле блока защит РС83-ДТ2 равен 0.95, согласно [37]:

— номинальный ток трансформатора в месте установки защиты от перегрузки.

Ток срабатывания защиты от перегрузки равен:

Ток срабатывания реле защиты от перегрузки (МТЗ 3) равен:

(8.18)

Ток срабатывания реле МТЗ 3 может изменяться от 2,0 до 60,0 А, с шагом 0,1, поэтому за ток уставки МТЗ 3 принимаем ближайший ток, который можно выставить в устройстве РС83-ДТ2.

Принимаем .

Время действия защиты от перегрузок выбирается больше, чем время действия всех защит по формуле (8.16).

Время срабатывания защиты от перегрузок МТЗ 3 равно:

Используем выдержку времени в МТЗ 3 устройства РС83-ДТ2.

В таблице 8.3 приведены параметры настройки (уставки) защит трансформатора

Таблица 8.3 — Параметры настройки защит трансформатора устройства РС83-ДТ2

8.7 Газовая защита Газовая защита применяется для защиты трансформаторов внутри кожуха и от понижения уровня масла.

Газовая защита основана на использовании явления газообразования в баке поврежденного трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение. Основным элементом газовой защиты является газовое реле KSG, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем

Предусмотрены три уставки срабатывания отключающего элементы по скорости потока масла: 0,6;0,9; l, 2 м/с. При этом время срабатывания реле составляет t_с.р=0,05… 0,5 с. Уставка по скорости потока масла определяется мощностью и характером охлаждения трансформатора.

Применяем газовое реле с двумя шарообразными пластмассовыми поплавками типа BF80/Q.

8.8 Защита отходящих воздушных линий Для защиты линий 10 кВ выбираем микропроцессорное устройство MICOM P-122.

Для защиты отходящих линий будем выбирать уставки для максимально токовой защиты. Применяем защиты с независимой характеристикой. Токовая отсечка получается не всегда, так как, отстроив ее от тока КЗ в конце линии или в месте установки предохранителей, не удается обеспечить ее чувствительность 1,5. Поэтому применяем только МТЗ.

Задачей МТЗ является не только защитить свою линию, на которой установлена МТЗ, но и обеспечить дальнее резервирование в случае отказа защиты или выключателя при повреждениях на нижестоящих (предыдущих) линиях.

Ток срабатывания МТЗ выбирается в амперах по трем условиям:

1) несрабатывание защиты при сверхтоках после аварийных перегрузок, т. е. после отключения КЗ на предыдущем элементе;

2) согласование чувствительности защит последующего и предыдущего элементов;

3) обеспечение достаточной чувствительности при КЗ в конце защищаемого элемента (основная зона) и в конце каждого из предыдущих элементов (зона дальнего резервирования).

По первому из этих условий ток срабатывания МТЗ выбирается по выражению:

(8.19)

где: К_н — коэффициент надежности несрабатывания защиты, учитывающий погрешность и необходимый запас, Кн = 1,1…1,2;

К_в — коэффициент возврата максимальных реле тока, К_В = 0,95…0,98;

К_сзп — коэффициент самозапуска нагрузки, отражающий увеличение рабочего тока I_{раб.мах} за счет одновременного пуска электродвигателей, которые затормозились при снижении напряжения во время короткого замыкания. Для бытовой нагрузки К_сзап = 1,1…1,3; для обобщенной нагрузки К_сзап = 1,3…2,5.

Максимальное значение рабочего тока защищаемого элемента определяется с учетом его дополнительной перегрузки.

По условию согласования чувствительности защит последующего (защищаемого) и предыдущего элементов ток срабатывания последующей защиты выбирается по выражению:

(8.20)

где: К_нс — коэффициент надежности согласования, К_нс = 1,1;

— наибольшее значение тока срабатывания максимальных токовых защит предыдущих элементов, с которыми производится согласование;

— арифметическая сумма значений рабочих токов нагрузки всех предыдущих элементов, за исключением того элемента, с защитой которого производится согласование.

За расчетный ток принимается значение наибольшего тока из условий (8.19), (8.20).

После этого необходимо определить ток срабатывания I_с.р:

(8.21)

где: I_с.р — ток срабатывания защиты (первичный);

n_Т — коэффициент трансформации трансформаторов тока;

К_сх — коэффициент схемы соединения трансформаторов тока и реле, при применении схемы полной или неполной звезды К_сх = 1 и при полном или неполном треугольнике К_сх = .

После этого необходимо принять окончательную уставку срабатывания реле и сделать обратный расчет тока срабатывания на первичной стороне.

Таким образом, уставка по току МТЗ предыдущего элемента должна всегда быть больше уставки МТЗ последующего элемента, что, некоторым образом, обеспечивает токовую селективность.

Для выполнения третьего условия необходимо знать значение токов КЗ в конце защищаемого элемента I_к3min и в конце зоны резервирования I_кmin. Определение коэффициента чувствительности защиты производится по выражению:

; (8.22)

где: К_чо — коэффициент чувствительности защиты в основной зоне.

Согласно ПУЭ, должно выполняться условие:

; (8.23)

Для обеспечения временной селективности действия защит последующего элемента по отношению к защитам предыдущих элементов вводим выдержку времени. Для этого время срабатывания защиты последующей линии выбирается большей времени срабатывания предыдущей линии:

(8.24)

где: ?t — ступень селективности. ?t = 0,2 с;

Величина ?t состоит из: времени отключения выключателя (0,05…0,1 с), времени возврата защиты (0,05 с), погрешности по времени последующей и предыдущей защит (3.5%) и необходимого запаса (0,05…0,1 с).

Произведем расчет согласно вышеизложенной методике уставок МТЗ.

Для присоединения L1:

Максимальный ток: I_{раб.макс.} = 32 А Из таблиц 5.3 и 5.4: I_{к3 max} = 2740 A, I_{к3 min} = 1850 A.

Выберем уставки для максимальной токовой защиты:

Согласно (8.19) ток срабатывания:

Вычислим согласно (8.21) ток срабатывания реле:

.

Принимаем к уставке на терминале защит I_сру =11А, с действием на отключение.

Тогда ток срабатывания на первичной стороне будет:

.

Коэффициент чувствительности в основной зоне защиты по (8.22):

условие выполняется.

Время срабатывания МТЗ принимаем t_сз = 0,4 с.

Дальнейшие расчёты проводятся аналогично.

Для присоединения L2:

Максимальный ток: I_{раб.макс.} = 82,6 А По (8.20):

.

По (8.21):

.

I_сру =29А.

Тогда ток срабатывания на первичной стороне будет:

По (8.22):

условие выполняется.

Время срабатывания МТЗ принимаем t_сз = 0,4 с.

Расчет уставок отходящих линий для первой секции сводим в табл. 8.2.

Для присоединения L3:

Максимальный ток: I_{раб.макс.} = 44,6 А По (8.20):

По (8.21):

I_сру =19,4А.

Тогда ток срабатывания на первичной стороне будет:

По (8.22):

условие выполняется.

Время срабатывания МТЗ принимаем t_сз = 0,4 с.

Для присоединения L4:

Максимальный ток: I_{раб.макс.} = 104,6 А По (8.20):

По (8.21):

.

I_сру =30А.

Тогда ток срабатывания на первичной стороне будет:

По (8.22):

условие выполняется.

Время срабатывания МТЗ принимаем t_сз = 0,4 с.

Для присоединения L5:

Максимальный ток: I_{раб.макс.} = 14,8 А По (8.20):

По (8.21):

I_сру =6,4А.

Тогда ток срабатывания на первичной стороне будет:

По (8.22):

условие выполняется.

Время срабатывания МТЗ принимаем t_сз = 0,4 с.

Для присоединения L6:

Максимальный ток: I_{раб.макс.} = 100,2 А По (8.20):

По (8.21):

I_сру =28,7А.

Тогда ток срабатывания на первичной стороне будет:

По (8.22):

условие выполняется.

Время срабатывания МТЗ принимаем t_сз = 0,4 с.

Для присоединения L7:

Максимальный ток: I_{раб.макс.} = 11 А По (8.20):

По (8.21):

I_сру =4,8А.

Тогда ток срабатывания на первичной стороне будет:

По (8.22):

условие выполняется.

Время срабатывания МТЗ принимаем t_сз = 0,4 с.

Расчет уставок отходящих линий для второй секции сводим в табл. 8.3.

Таблица 8.2. — Расчет уставок отходящих линий для первой секции

Таблица 8.3. — Расчет уставок отходящих линий для второй секции

Основной защитой на этих выключателях является максимальная токовая защита. Для МТЗ секционных и вводных выключателей основной зоной защиты являются шины 10 кВ подстанции. Исходя, из этого при выборе тока срабатывания МТЗ справедливы выражения (8.19), (8.20) и (8.21).

Значение тока срабатывания МТЗ вводного выключателя должно быть больше, чем уставка МТЗ секционного, а секционного больше чем наибольшего линейного из условия (8.20).

Выбор времени срабатывания МТЗ для секционного и вводного выключателя производится по (8.24).

Выберем уставки для секционного выключателя:

Наибольший ток для секционного выключателя:

А.

По формуле (8.20):

.

Вычислим согласно (8.21) ток срабатывания реле:

.

Принимаем I_с.р.у = 11 А, с действием на отключение.

Тогда ток срабатывания на первичной стороне будет:

.

Коэффициент чувствительности в основной зоне защиты:

условие выполняется.

Время срабатывания МТЗ принимаем tсз = 0,6 с.

Выберем уставки для вводных выключателей:

Наибольший ток для вводного выключателя:

А.

По формуле (8.20):

Вычислим согласно (8.21) ток срабатывания реле:

Принимаем ит I_с.р.у =12А, с действием на отключение.

Тогда ток срабатывания на первичной стороне будет:

Коэффициент чувствительности в основной зоне защиты:

условие выполняется Время срабатывания МТЗ принимаем tсз = 0,8 с.

8.9 Автоматика ввода резерва (АВР) Для обеспечения надежности и бесперебойности электроснабжения шины распределительного пункта выполняются в виде двух секций. Секционный выключатель при нормальной работе отключен. Каждая отходящая от шин линия электроснабжения потребителей связана только с определенной секцией. При повреждении одной из питающих РП линий и отключении ее релейной защитой электроснабжение потребителей соответствующей секции прекращается. Электроснабжение можно восстановить включением секционного выключателя устройством автоматического включения резерва (УАВР).

Устройства АВР выполняются как на постоянном, так и на переменном оперативном токе.

В данном проекте выполнена схема АВР 10 кВ с воздействием на включение секционного выключателя при отключении одного из вводных (трансформаторных) выключателей 10 кВ.

8.10 Автоматическое повторное включение Эффективным мероприятием, позволяющим повысить надёжность питания потребителей, является автоматическое повторное включение (АПВ) элементов электроснабжения, которые были до этого отключены релейной защитой.

Так как значительное число коротких замыканий в воздушных и кабельных электрических сетях имеет неустойчивый характер, то при снятии напряжения с повреждённой цепи электрическая прочность изоляции в месте повреждения быстро восстанавливается, и цепь может быть вновь включена в работу.

Устройство АПВ работает в едином комплекте с релейной защитой. При возникновении КЗ на линии срабатывает релейная защита этой линии и отключает соответствующий выключатель. Через некоторый промежуток времени t_АПВ устройство вновь включает линию. Если короткое замыкание самоликвидировалось, то включение линии будет успешным, и она останется в работе. Если же короткое замыкание оказалось устойчивым, то после включения выключателя линия вновь отключается релейной защитой и остаётся в отключенном состоянии до устранения повреждения ремонтным персоналом.

Действие устройств АПВ и АВР необходимо согласовать. Выдержка времени у АПВ должна быть меньше, чем у АВР. Примем t_АПВ = 1 с.

9. Расчет заземляющего устройства и молниезащиты подстанции

9.1 Расчет заземляющего устройства

В пределах территории подстанции возможно замыкание на землю в любой точке. В месте перехода тока в землю, если не предусмотрены особые устройства, возникают значительные потенциалы, опасные для людей, находящихся вблизи. Для устранения этой опасности на подстанции предусматривают заземляющие устройства [19], назначение которых заключается в снижении потенциалов до приемлемых значений.

На территории подстанции «Починная Сопка» существует заземление.

Данные по заземлению представлены в таблице 9.1.

Таблица 9.1. — Паспортные данные на заземляющее устройство ПС «Починная Сопка».

Расположены вертикальные электроды по контуру длиной 1290 м.

В качестве материала использована круглая сталь диаметром 12 мм. Верхние концы вертикальных стержней погружены на глубину 0,7 м.

Устанавливаем необходимое по допустимое сопротивление заземляющего устройства r_з. Согласно ПУЭ сопротивление заземляющего устройства в электроустановках напряжением выше 1000 В с глухозаземлённой нейтралью не должно превышать 0,5 Ом. Таким образом, в качестве расчетного принимаем сопротивление r_з=0,5 Ом.

Определяем необходимое сопротивление искусственного заземлителя с учетом использования естественных заземлителей, включенных параллельно, из выражения:

(9.1)

где: r_з — допустимое сопротивление заземляющего устройства;

R_и — сопротивление искусственного заземлителя;

R_е — сопротивление естественного заземлителя.

Для устройства заземления на подстанции 110/10 кВ в качестве естественного заземлителя используем систему тросы-опоры, сопротивление заземления которого приблизительно принимаем 3 Ом по. Использование естественного заземлителя упрощает и удешевляет сооружение заземляющего устройства, уменьшает количество электродов искусственных заземлителей.

Таким образом, сопротивление искусственного заземлителя с учетом использования системы тросы-опоры по формуле (9.1):

Определяют расчетное удельное сопротивление грунта _р для горизонтальных и вертикальных электродов с учетом повышающего коэффициента К_п, учитывающего высыхание грунта летом и промерзание его зимой по формулам:

_р.г = _удК_п.г, (9.2)

_р.в = _удК_п.в, (9.3)

где: _уд — удельное сопротивление грунта;

К_п.г и К_п.в — повышающие коэффициенты для горизонтальных и вертикальных электродов соответственно.

Определим расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей, принимая:

К_п.г.=4,5 и К_п.в.=1,5

_р.г = 100*4,5=450 Ом

_р.в = 100*1,5=150 Ом Определяем сопротивление растеканию одного вертикального электрода R_в0 по формуле:

(9.4)

де: — длина стержня;

— диаметр стержня;

t — глубина заложения, расстояние от поверхности почвы до середины стержневого заземлителя;

_расч — удельное сопротивление грунта.

Сопротивление растеканию одного вертикального стержня диаметром 12 мм, длиной 5 м при погружении ниже уровня земли на 0,7 м по формуле (9.4):

Определяем примерное число вертикальных заземлителей n при предварительно принятом коэффициенте использования _в=0,6:

(9.5)

где: R_в0 — сопротивление растеканию одного вертикального электрода.

R_и— необходимое сопротивление искусственного заземлителя.

Определим сопротивление стеканию тока горизонтального заземлителя R_г для выравнивания потенциалов по всей площади подстанции выполняется уравнительный контур из стальных полос сечением 40×4 мм², прокладываемый на глубине 0,7 м от поверхности земли, по формуле:

(9.6)

где: — длина стержня, l=1290 м;

b — ширина, b=0,04 м;

t — глубина заложения, расстояние от поверхности почвы до середины стержневого заземлителя, t=0,702 м;

_расч — удельное сопротивление грунта.

Сопротивление растеканию горизонтального электрода по периметру контура (=1290 м) по формуле равно:

Уточняем необходимое сопротивление вертикальных электродов с учетом проводимости горизонтальных соединительных электродов из выражения:

(9.7)

где: R_г — сопротивление растеканию горизонтальных электродов;

R_и — необходимое сопротивление искусственного заземлителя.

Уточненное сопротивление вертикальных электродов по формуле (9.7):

Уточняем число вертикальных электродов с учетом коэффициентов использования по формуле:

(9.8)

Уточненное число вертикальных электродов определяем при коэффициенте использования _в=0,6 по формуле (9.8):

Находим полное сопротивление заземлителя:

(9.9)

Отсюда следует:

По условию:

R_з0,5 Ом,

0,5=0,5.

Определяем напряжение прикосновения к человеку:

г (9.10)

где: — ток КЗ, А;

— коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека и сопротивлению растекания тока от ступней;

— коэффициент напряжения прикосновения.

(9.11)

где: — сопротивление тела человека, Ом По (9.11):

Определяем площадь заземления:

А=51,4•51,6=2652,24 м²

Определяем напряжение прикосновения:

По (9.10):

В

80,5 В<450 В Безопасность у рабочих мест обеспечена Условия выполняются, следовательно действующее заземление удовлетворяет всем требованиям.

9.2 Молниезащита подстанции 110/10

В соответствии с Руководящими указаниями по защите электростанций и подстанций 3−500 кВ от прямых ударов молнии (ПУМ) и грозовых волн, набегающих с линий электропередачи, защите подлежат следующие объекты, расположенные на их территории:

— открытые распределительные устройства (ОРУ), в том числе шинные мосты и гибкие связи;

— здания машинного зала и закрытые распределительные устройства (ЗРУ);

— здания маслохозяйства.

Открытое распределительное устройство подстанции 110/10 кВ «Починная Сопка» защищено от прямых ударов молний четырьмя молниеотводами. М1- молниеотвод находится на портале. М2, М3, М4- отдельно стоящие стержневые молниеотводы. Степень надёжности защиты 99,5%.

Полная высота молниеотводов:

h₁=17 м, h₂=17 м, h₃=17 м, h₄=17 м.

Расчетная зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h < 30 м представляет собой конус с высотой и радиусами на уровне земли и уровне защищаемого оборудования, находятся соответственно по формулам:

h_о = 0,85h; (9.12)

h_о = 0,85· 17= 14,5 м;

r_о = (1,1 — 0,002h)h; (9.13)

r_о = (1,1 — 0,002· 17)·17 = 18,12 м.

Радиус зоны защиты на уровне защищаемого объекта r_х составит:

r_х =(1,1 — 0,002h)(h — h_х/0,85); (9.14)

r_х=(1,1 — 0,002· 17)·(17 — 5/0,85)= 11,9 м.

Расстояния между молниеотводами:

Между М1 и М2 — 36,3 м, М2 и М3 — 47 м, М3 и М4 — 48 м, М1 и М4 — 48 м.

Два молниеотвода М1 и М2 одинаковой высоты, находящихся друг от друга на расстоянии 2h1<4h (341=36,3<4· 17=68) образуют общую зону защиты. Зона характеризуется между молниеотводами гребнем в виде ломаной линии; наинизшая точка этого гребня имеет высоту, определяемую по формуле:

h_с = h_о-(0,17+3· 10 ^-4h)(L₁-h); (9.15)

r_сх = r_о (h_с -h_х)/h_с; (9.16)

r_сх1 = 18,12 (11,1 — 5) / 11,1 = 9,96 м;

r_с = r_о[1−0,2(L-2h)/h], м; (9.17)

r_с1 = 18,12 [1−0,2(36,3−2· 17)/17]=17,63 м.

Для молниеотводов М2 и М3 — h1<3h (342=47<68):

r_сх2 = 18,12 (9,2 -5) / 9,2 =8,3 м;

r_с 2= 18,12 [1−0,2(47−2· 17)/17]=15,35 м.

Для молниеотводов М3 и М4, М1 и М4 — h1<3h (173=48<3· 17=51):

r_сх3 = 18,12 (9 — 5) / 9 = 8,1 м.

r_с 2= 18,12 [1−0,2(48−2· 17)/17]=15,14 м.

Полученные значения показаны на рис. 9.1. Зона защиты на уровне h_х=5 м полностью покрывает территорию подстанции.

Подсчет ожидаемого количества N поражений молнией в год производится по формуле (для зданий и сооружений прямоугольной формы):

(9.18)

где: — наибрльшая высота сооружения на подстанции, м;

— соответственно ширина и длина здания или сооружения, м;

— число грозовых часов в году (определяется исходя из среднегодовой продолжительности гроз в часах, для Новгородской области она составляет 55 ч/год).

.

Вероятное число отключений подстанции в год от прямых ударов молнии опеределяем по соотношению:

(9.19)

где: — вероятность прорыва молнии сквозь защиту,

— вероятность перекрытия изоляции при прямом ударе молнии,

— вероятность перехода импульсного перекрытия в силовую дугу,

Вероятное число лет работы подстанции без отключений:

(9.20)

Рис 9.1. — Зона молниезащиты подстанции

10. Безопасность и экология

10.1 Анализ условий и безопасности труда на проектируемом объекте, обоснование путей профилактики травматизма Проектируемая ПС"Починная Сопка" будет укомплектована элегазовыми выключателями 110кВ производства компании АВВ и вакуумными выключателями 10кВ компании BB-TEL. Подстанция будет управляться с пульта диспетчера и имеет постоянный дежурный персонал. Оперативное обслуживание распределительных сетей напряжением 10 кВ будет осуществляться оперативно-выездными бригадами боровичских городских электрических сетей (БГЭС), непосредственно подчиняющихся дежурному диспетчеру оперативно-диспетчерской службы БГЭС.

Все лица, выполняющие электромонтажные работы должны быть обеспечены спецодеждой, спецобувью и средствами индивидуальной защиты в соответствии с характером и условиями работы на основании типовых и отраслевых норм.

Оценка безопасности условий труда ведётся на основе показателей соответствия базовым эталонам каждого элемента оборудования, оказывающего опасные или вредные воздействия на персонал.

Работа на проектируемой подстанции относится к категории средней тяжести (IIа) труда, которые характеризуются не вполне благоприятными условиями труда, приведены для тёплого периода года. При их выполнении у практически здоровых людей могут ухудшаться некоторые физиологические показатели. Показатели условий труда обслуживающего персонала сведены в таблицу 10.1.

Для профилактики случаев травматизма проводятся внеплановые инструктажи, о чём делаются записи в журнал внепланового инструктажа, ознакомление с обзором травматизма в электроэнергетике, проводятся дни техники безопасности (ТБ), цель которых заранее выявить недочёты и пробелы в знаниях ТБ персонала.

Таблица 10.1 — Показатели условий труда обслуживающего персонала.

Основные защитные меры направлены на предотвращение поражения человека электрическим током. Для этого предусмотрены следующие защитные средства:

— Основные — различные приборы, изоляция которых выдерживает рабочее напряжение, предназначенные для непосредственного прикосновения к токоведущим частям.

— Дополнительные — изолирующие средства: диэлектрические перчатки, боты.

Так же в целях электробезопасности выполнены молниезащита и контур заземления.

10.2 Организационно — технологические мероприятия по обеспечению безопасного производства работ в электроустановках На каждом объекте должна быть аптечка с медикаментами и другими средствами для оказания первой доврачебной помощи.

Организация и выполнение работ в строительном производстве должны осуществляться при соблюдении законодательства РФ об охране труда, а так же иных нормативных правовых актов, установленных Постановлением Правительства РФ от 23 мая 2000 г. № 399 «О нормативных правовых актах, содержащих государственные нормативные требования охраны труда»:

— СНиП, своды правил по проектированию и строительству;

— межотраслевые и отраслевые правила и типовые инструкции по охране труда, утверждённые в установленном порядке федеральными органами исполнительной власти;

— государственные стандарты системы стандартов безопасности труда, утверждённые Госстандартом России или Госстроем России;

— правила безопасности, правила устройства и безопасной эксплуатации, инструкции по безопасности;

— государственные санитарно-эпидемиологические правила и нормативы, гигиенические нормативы, санитарные правила и нормы, утверждённые Минздравом России.

Методы и способы безопасного производства электромонтажных работ (СМР) определяются ППР, который разрабатывают для каждого объекта строительно-монтажной организации.

Производство пусконаладочных работ (ПНР) осуществляется согласно РД 153−34.3−03.285−2002 «Правила безопасности при строительстве линии электропередачи и производстве электромонтажных работ».

Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность ПНР, являются:

1) Ведение и оформление инструкций по ТБ на производство работ;

2) Оформление графика совмещённого производства ПНР и СМР;

3) Оформление наряда-допуска на производство ПНР в действующих электроустановках (ЭУ);

4) допуск ПНР;

5) надзор во время работы;

Для предотвращения попадания человека под действие электрического тока все металлические части оборудования должны быть заземлены и занулены, согласно ПТЭ.

Ответственными за безопасность работ являются:

— лицо, выдающее наряд, отдающее распоряжение;

— допускающий;

— ответственный руководитель работ;

— производитель работ;

— наблюдающий;

— члены бригады.

Право выдачи нарядов и распоряжений представляется лицам электротехнического персонала предприятия. Эти лица должны иметь группу по электробезопасности не ниже V в установках напряжением выше 1000 В.

Все работы, проводимые в электроустановках без наряда, выполняются:

— по распоряжению лиц, уполномоченных на это с оформлением в оперативном журнале;

— в порядке текущей эксплуатации с последующей записью в оперативный журнал.

Производство отключений, вывешивание предупреждающих плакатов, ограждение рабочего места, проверка отсутствия напряжения, заземление токоведущих частей выполняется в соответствие с ПТЭ и ПТБ при эксплуатации электроустановок потребителей.

— производим необходимые отключения и принимаем меры, препятствующие подаче напряжения на место работы, вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутирующей аппаратуры.

— на приводах ручного управления и ключах дистанционного управления коммутационной аппаратуры вывешиваем запрещающие плакаты «Не включать — работают люди», «Не включать — работа на линии».

— проверяем отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током. Замеры напряжения осуществляем указателем напряжения либо вольтметром.

— налагаем заземление в следующем порядке: сначала заземляющий провод присоединяют к системе заземления, затем закорачивают проводники — к каждой фазе электроустановки.

— вывешиваем предупреждающие и предписывающие плакаты, ограждаем при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части. Вывешиваем плакаты: «Работать здесь», «Заземлено», «Стой — напряжение».

10.3 Организационно — правовые вопросы Все работы, проводимые на проектируемой подстанции 110/10 кВ не должны противоречить.

Для контроля соблюдения и знания правил ТБ в электроэнергетике сельского хозяйства предусмотрены следующие инструктажи по охране труда: вводный, первичный на рабочем месте, повторный, внеплановый.

Таблица 10.2. — Виды инструктажей

На работы по эксплуатации и ремонту электрооборудования допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие специальную теоретическую и практическую подготовку и имеющие соответствующее удостоверение.

До назначения лица на самостоятельную работу, связанную с эксплуатацией электроустановок, работник должен пройти медицинское освидетельствование при приеме на работу и не иметь при этом медицинских противопоказаний.

Периодические медицинские освидетельствования электромонтер должен проходить 1 раз в 24 месяца.

При выполнении работ, не входящих в обязанности обслуживающего персонала по эксплуатации электроустановок, работник должен пройти дополнительный инструктаж по технике безопасности.

Периодически 1 раз в год электромонтер должен сдать экзамены на знание правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, правил техники безопасности и инструкций по охране труда.

Лица, допустившие нарушение правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, правил техники безопасности и положений настоящей инструкции, подвергаются внеочередной проверке знаний.

10.4 Инженерно-технологические решения по обеспечению электробезопасности Все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могут оказаться из-за повреждения изоляции, должны надёжно соединяться с землёй. Такое заземление называется защитным, так как его целью является защита обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения.

В электрических установках заземляются корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, вторичные обмотки измерительных трансформаторов тока и напряжения, приводы электрических аппаратов, каркасы распределительных щитов, пультов, шкафов, металлические конструкции распределительных устройств, металлические корпуса кабельных муфт, металлические оболочки и броня кабелей, проводов, металлические конструкции зданий и сооружений и другие металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования.

10.5 Противопожарная профилактика при эксплуатации электроустановок Строительные конструкции характеризуются огнестойкостью и пожарной опасностью.

Предел огнестойкости строительных конструкций устанавливается по времени (в минутах) наступления одного или последовательно нескольких, нормируемых для данной конструкции, признаков предельных состояний:

· потери несущей способности ®;

· потери целостности (Е);

· потери теплоизолирующей способности (I).

Пределы огнестойкости строительных конструкций и их условные обозначения устанавливают по ГОСТ 30 247.

Класс пожарной опасности строительных конструкций устанавливают по ГОСТ 30 403.

Противопожарные преграды в зависимости от огнестойкости их ограждающей части относятся к классам указанным в таблице 10.3.

Таблица 10.3 — Классы противопожарных преград

Здания, а также части зданий, выделенные противопожарными стенами, пожарные отсеки (далее здания) подразделяются по степеням огнестойкости, классам конструктивной и функциональной пожарной опасности. Для выделения пожарных отсеков применяются противопожарные стены 1-го типа.

Таблица 10.4 — Предел огнестойкости строительных конструкций

Здания и пожарные отсеки по конструктивной пожарной опасности подразделяются на классы.

Таблица 10.5 — Классы пожарной опасности строительных конструкций

На подстанции устанавливается пожарный щит типа ЩП-Е укомплектованный:

— огнетушитель порошковый ОП вместимостью 10л — 1шт;

— огнетушитель порошковый ОП вместимостью 5л — 2шт;

— крюк с деревянной рукояткой — 1шт;

— комплект для резки электропроводов: ножницы, диэлектрические боты и коврик — 1шт;

— асбестовое полотно, грубошерстная ткань или войлок (кошма, покрывало из негорючего материала — 1шт;

— лопата совковая — 1шт.

У трансформаторов Т1 и Т2, рядом с КРУН-10кВ и зданием подстанции устанавливаются ящики с песном.

Для тушения легко воспламеняющейся жидкости на полу необходимо быстро засыпать пламя песком, не оставляя на поверхности отдельных язычков пламени.

При развившемся пожаре и отсутствии возможности тушения его обычными средствами туннель полностью заливают водой.

Для успешной борьбы с пожарами персонал должен быть обучен правилам пожаротушения и обращения с противопожарными средствами.

Тушение пожара возможно средствами пожарной охраны или собственными людскими ресурсами.

10.6 Безопасность в чрезвычайных ситуациях Вследствие того, что недалеко от подстанции располагаются сельскохозяйственные предприятия, на складах которых находится аммиак, который применяется в холодильных установках, медицине, при производстве азотной кислоты, взрывчатых веществ, удобрений, синтетических волокон. Возможен его выброс в атмосферу в большом количестве. Аммиак (NH₃) — при обычных условиях газ с температурой кипения (-33,4°С); легче воздуха. Горит и взрывоопасен (смесь аммиака с сухим воздухом имеет диапазон взрываемости 16−28%).

Рассмотрим последствия и мероприятия по борьбе с подобным чрезвычайным происшествием.

Предельно допустимая концентрация в рабочей зоне (ПДК_р.з.) 20 мг/м³

Предельно допустимая концентрация максимальная разовая концентрация вредного вещества в воздухе населённых мест (ПДК_м.р.) 0,2 мг/м³

Предельно допустимая концентрация среднесуточная вредного вещёства в воздухе населённых мест (ПДК_сс.) 0,04 мг/м³

Первая медицинская помощь при отравлении аммиаком: промыть глаза и лицо водой, надеть противогаз или ватно-марлевую повязку, смоченную 5% раствором лимонной кислоты, открытые участки кожи обильно промыть водой, немедленно покинуть очаг заражения.

Индивидуальная защита: изолирующий и фильтрующие противогазы марок М, КД, респиратор РПГ-67КД, при их отсутствии — ватно-марлевая повязка, смоченная 5% раствором лимонной кислоты, защитный костюм, резиновые сапоги, перчатки.

Изолировать опасную зону и не допускать посторонних. В зону аварии входить только в полной защитной одежде. Соблюдать меры пожарной безопасности, не курить.

При утечке и разливе: устранить источники открытого огня. Устранить течь. Для осаждения газов использовать распыленную воду. Оповестить об опасности отравления местные органы власти. Эвакуировать людей, подвергшейся опасности заражения ядовитым газом. Не допускать попадания вещества в водоемы, тоннели, подвалы, канализацию. При пожаре: убрать из зоны пожара, если это не представляет опасности, и дать возможность догореть. Не приближаться к горящим емкостям. Охлаждать емкости водой с максимального расстояния. Тушить распыленной водой, воздушно-механической пеной с максимального расстояния.

Для этого на подстанции в комнате персонала предусмотрен шкаф укомплектованный необходимыми средствами, а именно: 5 противогазов, 4 ватно-марлевые повязки, лимонная кислота, вода 20 литров, 5 комплектов резиновых сапог, перчаток, защитных костюмов, плакат с указанием четких действий при чрезвычайной ситуации. Так как на подстанции нет дежурного персонала, то все необходимые вещи рассчитаны на человека средней комплекции.

10.7 Экология Почвенный покров представляет собой важнейший компонент биосферы Земли. Если это звено биосферы будет разрушено, то сложившееся функционирование биосферы необратимо нарушится. Так как на подстанции установлены масляные трансформаторы мощностью по 6,3 МВА с маслянным баком. При случае аварии одновременно на 2 трансформаторах возможна утечка масла, что нанесёт урон почве и грунтовым водам.

Для предупреждения загрязнения территории подстанции маслом, в соответствии с нормами технологического проектирования, главные трансформаторы оборудуются системой маслоприёмников, аварийных маслостоков и подземным маслосборником закрытого типа объёмом 40 м³.

Внутренние поверхности маслосборной ёмкости защищены 4-мя слоями гидроизоляции.

Объём маслосборника рассчитывается их условия размещения 100% объёма масла, содержащегося в трансформаторе и 20% объёма воды на пожаротушение трансформатора.

Эксплуатация кабельных трасс шинопроводов и трансформаторных подстанции не сопровождается вредными выбросами в воздушную и водную среду. В связи с этим проведение воздухо-водоохранных мероприятии данным проектом не предусматривается.

11. Экономическое обоснование

11.1 Экономические показатели сети Технико-экономические показатели включают в себя основные технические, энергетические и экономические показатели работы сети. Они зависят от уровня напряжения сети, протяжённости линий электропередач, передаваемой электрической мощности, конфигурации сети, от организации управления и обслуживания сети и других факторов.

Суммарный максимум активной нагрузки потребителей до реконструкции:

Годовой полезный отпуск электроэнергии по формуле:

(11.1)

где: — годовое число использования максимальной активной нагрузки, ч.

По (11.1):

Потери мощности в электрической сети по формуле:

(11.2)

где: — потери активной мощности в линиях электропередач, МВт;

— потери активной мощности в трансформаторах, МВт.

Активные потери мощности в линии:

(11.3)

R=l· r₀=27,5·0,245=6,74 Ом;

По (11.3):

По (11.2):

Среднегодовые потери электроэнергии в электрической сети, по формуле:

(11.4)

Максимальная активная мощность, потребляемая сетью, по формуле:

(11.5)

Среднегодовое потребление электроэнергии сетью, по формуле:

(11.6)

Среднегодовое значение коэффициента мощности по сети в режиме максимальной нагрузки, по формуле:

. (11.7)

Коэффициент полезного действия сети в режиме максимальной нагрузки:

(11.8)

Коэффициент полезного действия средневзвешенный за год.

(11.9)

11.2 Экономические показатели электрической сети К экономическим показателям электрической сети относятся:

— капиталовложения в линии электропередач, подстанции и сети в целом;

— численность персонала, обслуживающего сеть;

— себестоимость электропередачи и распределения электрической энергии в сети.

Так как линии электропередач 110кВ и 10кВ существуют и находятся в работоспособном состоянии, то капиталовложений не требуют.

Капитальные вложения в подстанцию электрической сети складываются из стоимости распределительных устройств, трансформаторов и постоянной части затрат.

Таблица 11.1. — Капиталовложения в ПС «Починная Сопка»

Капитальные вложения в электрическую сеть

тыс.руб Выбор формы обслуживания электрической сети и определение численности обслуживающего персонала.

Повышение производительности труда и совершенствование структуры управления на предприятиях электрических сетей тесно связаны с численностью персонала, формой организации и формой обслуживания электрических сетей.

Форма обслуживания электрических сетей зависит от конфигурации сетей, их плотности, напряжения, географических условий, состояния дорог, степени оснащённости транспортом и механизмами, перспектив развития, соотношения объёмов работ электрических сетей 110 кВ и выше и распределительных сетей 0,4−20 кВ, от типа потребителей и других факторов.

Нормативная численность рабочих на ПС «Починная Сопка» составляет 1,46 человека согласно.

Нормативная численность рабочих по ремонту подстанции.

Таблица 11.2. — Нормативная численность рабочих по ремонту подстанции

(11.10)

где: — коэффициент условий эксплуатации;

— коэффициент, учитывающий объём по группам устройств — ВЛ 35 кВ и выше и подстанций 35 кВ и выше, распределительной сети 0,4−20 кВ.

По (11.11):

(11.12)

где: — коэффициент условий эксплуатации;

— коэффициент, учитывающий трудозатраты на проезды для рабочих по ремонту подстанций 35 кВ и выше;

— коэффициент, учитывающий объём по группам устройств — ВЛ 35 кВ и выше и подстанций 35 кВ и выше, распределительной сети 0,4−20 кВ.

По (11.12):

11.3 Себестоимость электропередачи и распределения электроэнергии в электрической сети Численность производственных рабочих.

Основная заработная плата рабочих, по формуле:

(11.13)

де: — средняя заработная плата одного рабочего за год, тыс. руб;

— районный коэффициент по оплате труда.

По (11.13):

Дополнительная заработная плата рабочих.

Отчисления на социальное страхование с заработной платы рабочих. Расходы на содержание и эксплуатацию электрооборудования.

(11.14)

где: — коэффициент, учитывающий затраты на текущий ремонт и обслуживание электрической сети;

— амортизационные отчисления по производственному оборудованию подстанции.

Отчисления на амортизацию и текущий ремонт производственного оборудования подстанции определим по формуле:

(11.15)

По (11.15):

По (11.14):

Издержки по передаче и распределению электроэнергии.

Себестоимость передачи и распределения электроэнергии, по формуле:

(11.16)

Годовой отпуск электроэнергии с шин 10кВ подстанции после реконструкции:

W_ГОД=Pmax· T=6200·5400=33 480 000 кВт•ч.

11.4 Структура себестоимости передачи и распределения электроэнергии Таблица 11.3. — Структура себестоимости передачи и распределения электроэнергии

11.5 Срок окупаемости реконструкции подстанции

В данном проекте рассмотрен временный аспект, в этом случае рассматриваем дисконтирование. Для введения дисконтирования рассчитаем коэффициент дисконта, служащий для перевода современной стоимости денег в деньги с учётом инфляции.

(11.17)

где: б — коэффициент дисконта;

Ен — норма дисконта Ен=0,1 (учетная ставка ЦБ РФ, составляющая 10%);

t — срок окупаемости, год.

Таблица 11.4. — Коэффициент дисконта

Выручка получаемая в год от продажи электроэнергии с шин 10кВ подстанции составит:

руб/год (11.18)

где: 0,5 — стоимость 1кВт•ч электроэнергии с шин 10кВ подстанции, руб;

По (11.18):

Д=33 480 000•0,5=16 740 000 руб/год.

Таблица 11.5. — Сводные данные дохода

Чистый Дисконтированный Доход (ЧДД) = ЧД • б.

Таблица 11.6. — Чистые и дисконтированные доходы

Рис. 11.1 График чистых и дисконтированных доходов.

Вывод: Окупаемость проекта прямым нарастающим потоком доходных средств составляет 2 года 8 месяцев, с учётом дисконтирования — 4 года 1 месяц.

Таким образом, проект реконструкции ПС 110/10 кВ «Починная Сопка» п. Починная Сопка Новгородской области является экономически выгодным.

Заключение

В дипломном проекте произведён расчет реконструкции подстанции 110/10кВ «Починная Сопка».

Были рассчитаны нагрузки посёлка Починная Сопка и других примыкающих населённых пунктов.

Исходя из расчётов токов короткого замыкания были выбраны электрические аппараты на напряжение 110кВ и 10кВ и выбрана измерительная аппаратура на напряжение 110кВ и 10кВ.

Для трансформаторов, установленных на подстанции, были выбраны релейные защиты и рассчитаны уставки релейной защиты.

В проекты были рассмотрены вопросы безопасности и экологии, в частности расчет защитного заземления и молниезащиты.

В окончании дипломного проекта было произведено технико-экономическое обоснование.

1. Правила устройства электроустановок. Седьмое издание.— М.: Издательство ДЕАН, 2002.

2. Правила устройства электроустановок.—6-е изд., перераб. и доп.—М.: Энергоатомиздат, 1987.

3. Нормы Технологического Проектирования электростанций и сетей. Минэнерго СССР М ЦИТИ Информэнерго 1981

4. Нормы Технологического Проектирования ПС. Переменного тока с высшим напряжением 35−750кВ (Издание четвёртое, переработанное и дополненное). Том 1. Москва ЭПС 13 865 тм. — м1, 91

5. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей (15 издание, переработанное и дополненное) М СПО ОРГС. 1996.

6. Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации электроустановок. (с изменениями и дополнениями). ПОТ РМ-016−2001, РД-153−34.0−03.1 Санкт-Петербург 2001.

9. Фёдоров А. А., Старкова Л. Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: М.: Энергоатомиздат, 1987.

10. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов./ Под. Ред. Б. Н. Неклепаева, И. П. Крючкова.—4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989.

11. Блок В. М. Электрические сети и системы. — М.: Высшая школа, 1986.

12. Справочник по проектированию линий электропередач /Под ред. М. А. Реута и С. С. Рокотяна.—2-е изд., перераб. и доп.—М.: Энергия, 1980.

13. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов.—3-е изд., перераб. и доп.—М.: Энергоатомиздат, 1987.

14. Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов/ Под ред. А. А. Васильева. — М: Энергия, 1980.

15. Справочник по проектированию электросетей в сельской местности /Под ред. П. А. Каткова и В. И. Франгуляна. — М.: Энергия, 1980.

16. Будзко И. А., Левин М. С. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов. — 2-е изд., перераб. И доп. — М.: Агропромиздат, 1985.

17. Силенко В. Н., Зобнин В. И. С36 Безопасность и экология. Методические указания по выполнению дипломного проекта (раздела «Безопасность и экология» для студентов энергетического факультета СПбГАУ. — СПб.:НП «Институт техники и технологии», 2008. 32с.)

18. Справочник по проектированию электроснабжения /Под ред. Ю. Г. Барыбина и др. — М.: Энергоатомиздат, 1990.

19. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий /Под общ. ред. А. А. Федорова и Г. В. Сербиновского. В 2-х кн. Кн. 1. Проектно-расчетные сведения. — М.: Энергия, 1973.

20. Методические рекомендации по расчету релейной защиты силового трансформатора.

21. Методические рекомендации по расчету защитного заземления для распределительного устройства 110 кВ.