31313

Строительство электрической сети и расчет капитальных вложений

Дипломная

Архитектура, проектирование и строительство

Без учета влияния cosφ определим по формуле: β –стоимость потерянного кВтч равная 105 руб. кВтч или 1050 руб. На распределительном силовом щите РСЩ отключить рубильник блока профилактируемой камеры. На рукоятке рубильника повесить плакат Не включать Работают люди.

Русский

2013-08-28

5.39 MB

3 чел.

 

1. ВЫБОР ТИПА, ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Так как на всех подстанциях в составе нагрузки имеются потребители первой категории, предусматриваем установку двух трансформаторов на каждой подстанции. Тогда мощность каждого из трансформаторов должна соответствовать условию: , где S  полная мощность нагрузки.

ПС1:

ПС1:

ПС1:

ПС1:

Предусматриваем к установке трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой с паспортными величинами с РПН в нейтрали ±16%; ± 9 ступеней.

Таблица 1.1

ПС№

Тип

трансформатора

Sном,

МВА

Сочетание напряжений

Рхх,

МВт

Ркз,

МВт

Uk, %

Ixx, %

Rт, Oм

Хт, Ом

ВН

НН

1

ТРДН-25000/110

25

115

6,3

0,025

0,12

10,5

0,75

2,54

55,5

2

ТРДН-32000/110

32

115

10,5

0,032

0,145

10,5

0,75

1,87

43,39

3

ТДН-10000/110

10

115

11

0,014

0,06

10,5

0,9

7,94

138,86

4

ТРДН-25000/110

25

115

10,5

0,025

0,12

10,5

0,75

2,54

55,5

      Находим приведенные сопротивления к высшей стороне трансформатора.

                                                          [2, с.239, ф.11-2]

                                                           [2, с.240, ф.11-5]

1.       

2.      

3.      

4.       

 2. ПРИВЕДЕНИЕ НАГРУЗОК К ВЫСШЕЙ СТОРОНЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ

(МАКСИМАЛЬНЫЙ РЕЖИМ)

2.1. Нагрузка на низшей стороне задана активной мощностью и задан cosφ.        Тогда, S = P/cosφ;

.

1.

   

2.

   

3.

   

4.

   

2.2. Потери мощности в обмотках трансформаторов, с учетом того, что нагрузку они распределяют поровну, а трансформаторов два.

                                [2, с.247, ф.11-9]

1.

2.

3.

4.

2.3. Приведенная мощность Sпр (без учета потерь холостого хода).

                                                                   [2, с.247, ф.11-10]

1.

2.

3.

4.

2.4. Потери мощности на холостом ходу.

                                     [2, с.246, ф.11-7]

1.

2.     

3.

4.

2.5. Приведенная мощность к высшей стороне

 

1.

2.

3.

4.

Таблица 2.1

№ ПС

Единицы измерения

1

2

3

4

Тип и мощность трансформаторов

ТРДН-25000/110

ТРДН-32000/110

ТДН-10000/110

ТРДН-25000/110

Режим работы сети

Макс.

Мин.

Макс.

Мин.

Макс.

Мин.

Макс.

Мин.

Количество

трансформаторов

2

2

2

2

P

МВт

25,5

18,36

4,02

28,94

10,4

7,49

22,2

15,98

Q

МВАр

13,54

9,9

20,6

15,6

5,31

4,04

11,36

8,63

ΔPм

МВт

0,08

0,04

0,14

0,08

0,04

0,02

0,06

0,03

ΔQм

МВАр

1,72

0,91

3,35

1,77

0,72

0,38

1,3

0,69

Pпр

МВт

25,58

18,4

40,34

29,02

10,44

7,51

22,26

16,01

Qпр

МВАр

15,26

10,81

23,95

17,37

6,03

4,42

12,66

9,32

ΔPхх

МВт

0,05

0,05

0,064

0,064

0,028

0,028

0,05

0,05

ΔQхх

МВАр

0,375

0,375

0,48

0,48

0,18

0,18

0,375

0,375

Pпр

МВт

25,63

18,45

40,404

29,084

10,47

7,538

22,31

16,06

Qпр

МВАр

15,635

11,185

24,43

17,85

6,21

4,6

13,035

9,695

Г-образная схема замещения (эквивалентная для двух трансформаторов, сопротивления разделить на «2»)

1.        

 

Рис. 2.1

  2.

Рис. 2.2

  3.                                                                                                                                                                                              

Рис. 2.3

4.

3. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ РАЙОНА СИСТЕМЫ

       По заданным координатам подстанций  в масштабе М1:106 (в 1 мм 1км) найдем место расположения подстанций и наметим два различных варианта схемы электрической сети.

В первом варианте используем радиальную схему сети с одноцепными и двухцепными линиями.

Во втором варианте используется схема сети магистраль с элементом кольца.

               

        Рис. 3.1                                                       Рис. 3.2

4. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ В МАКСИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ НАГРУЗОК ДО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ И УРОВНЕЙ НАПРЯЖЕНИЯ

4.1. Расчет первого варианта.

4.1.1. Расчет линии 2 - 4

Линия двухцепная, длиною 15 км. Uном= 110 кВ. Мощность в конце линии

Ток линии

Так как линия двухцепная, то ток нормального режима в одной линии равен:

Расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов:

Где αi  коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам;

    αт  коэффициент, зависящий от времени использования максимальной нагрузки Тmax , номинального напряжения линии и коэффициента участия в максимуме нагрузки.

Принимаем железобетонные опоры и по [5.с.280] для второго района по гололеду выбираем сечения проводов в каждой цепи 95 мм2 с предельной экономической нагрузкой на одну цепь 105 А (Iэ = 105 А > Iр = 71,4 А). Принимаем провод 2×АС-95/16 с допустимым током I0 доп  = 330 А, что больше тока нормального режима работы тока общей нагрузки I = 136 А, который будет проходить в одной цепи, при отключении другой. R0 = 0,299 Ом/км и d = 13,5 мм. Выбираем опору, конструктивную схему которой приводим на рисунке 4.1 для подсчета среднего геометрического расстояния между фазами Дср.г.                                                           

           

Рис. 4.1.1

 

Индуктивное сопротивление на 1 км:

                                                    [2.с.70.ф.3-6]

Емкостная проводимость линии на 1 км:

                                                                   [2.с.213.ф.10-5]

Эквивалентное сопротивление линии:

                                                                        [2.с.67.ф.3-1]

                                                                        [2.с.72.ф.3-9]

 

где ½ учитывает число цепей в линии.

Зарядная мощность на одном конце ЛЭП

                                                                [2.с.215.ф.10-8б]

Рис. 4.1.2

4.1.2. Расчет линии 2 1.

(Линия одноцепная в остальном расчет подобен)

L=20 км

Мощность в конце линии 2-1 равна Sпр ПС1 за вычетом мощности, приходящей из другого района системы.

Ток линии

Так как линия одноцепная, то ток нормального режима в одной линии равен:

Расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов:

По [5.с.280] принимаем провод для одноцепной ЛЭП сечением 240 мм2 с предельной экономической нагрузкой Iэ = 370 А > Iр = 348,6 А.

Хотя линия и одноцепная, но ее нужно проверить по нагреву не только по току нормального режима, но и аварийному, так как отклонение линии связи с другим районом увеличит ее загрузку до Sпр ПС1.

Принимаем провод АС-240/39 с Iо доп = 610 А, что больше токов Iр=348,6 А и          Iав = 157,58 А.

R0 = 0,122 Ом/км d = 21,6 мм

Конструктивная схема опоры.
         
      

Рис. 4.1.3

Рис. 4.1.4

4.1.3. Расчет линии 2 - 3

Линия двухцепная, длиною 29 км. Uном= 110 кВ. Мощность в конце линии 2 3 равна сумме

Ток линии

Так как линия двухцепная, то ток нормального режима в одной линии равен:

Расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов:

Выбираем сечение проводов в каждой цепи 95 мм2 с предельной экономической нагрузкой на одну цепь 105 А (Iэ = 105 А > Iр = 97,9 А). Принимаем провод 2×АС-95/16 с допустимым током I0 доп  = 330 А, что больше I = 186,5 А и Iнорм = 93,25 А.

R0 = 0,299 Ом/км d = 13,5 мм

Рис. 4.1.5.

4.1.4. Расчет линии С 2

Линия двухцепная, длиною 40 км. Uном= 110 кВ. Мощность в конце линии С 2 равна

Ток линии

Так как линия двухцепная, то ток нормального режима в одной линии равен:

Расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов:

Выбираем сечение проводов в каждой цепи 120 мм2 с предельной экономической нагрузкой на одну цепь 150 А (Iэ = 150 А > Iр = 131,25 А). Принимаем провод 2×АС-120/19 с допустимым током I0 доп  = 380 А, что больше I = 250 А и Iнорм = 125 А.

R0 = 0,245 Ом/км d = 15,2 мм

Рис. 4.1.6.

4.2 Расчет второго варианта

4.2.1. Нагрузки узлов в максимальном режиме и расчет потокораспределения в нем в нормальном режиме работы.

ПС2  балансирующий узел, по которому и «разрежем» замкнутую сеть, превратив ее в линию с двусторонним питанием.

Рис. 4.2.1.

 

Проверка: находим поток 2  4 относительно точки 2.

Результат совпал с предыдущим, значит, расчет потокораспределения был правильным.

4.2.2. Расчет потокораспределения в аварийных режимах и выявление для каждой линии наиболее тяжелого режима.

    

Рис. 4.2.2.

4.2.3. Выбор сечений проводов линий, проверка их по нагреву в нормальном и наиболее тяжелом для данной линии аварийных режимах.

Таблица 4.2.1.

ЛЭП

Номинальный режим работы

Наиболее аварийный

Iр

Экономическое сечение

Предельная экономическая нагрузка

Принятое сечение

I0 доп

P+jQ

S

I

Sав

Iав

-

МВА

МВА

А

МВА

А

А

мм2

-

-

А

2-3

4,02+j5,52

6,83

35,85

35,5

186,35

37,64

70

55>37,64

АС-70/11

265>35,85     265>186,35

3-1

26,448+j12,69

29,33

154

59,6

312,86

161,7

150

185>161,7

АС-150/24

445>154

445>312,86

1-4

27,92+j11,675

30,26

158,85

59,6

312,86

166,8

150

185>166,8

АС-150/24

445>158,85

445>312,86

4-2

5,612-j1,36

5,77

30,29

34

178,48

31,9

70

55>31,9

АС-70/11

265>30,29

265>178,48

4.2.4. Определение параметров линий Дср.г.=4510 мм

Таблица 4.2.2.

ЛЭП

R0

d

X0

B0

l

R

X

Qзар/2

Ом/км

мм2

Ом/км

См/км

км

Ом

Ом

МВАр

2-3

0,420

11,4

0,433

2,62*10-6

29

12,18

12,56

0,46

3-1

0,194

17,1

0,408

2,78*10-6

34

6,6

13,87

0,57

1-4

0,194

17,1

0,408

2,78*10-6

25

4,85

10,2

0,42

2-4

0,420

11,4

0,433

2,62*10-6

15

6,3

6,5

0,24

4.2.5. Нагрузки узлов с учетом зарядной мощности

4.2.6. Расчет потокораспределения в нормальном режиме работы по нагрузкам узлов с учетом зарядной мощности и по формулам с учетом сопротивления линий.

Рис. 4.2.3.

Поток головного участка 2-3

Проверка:

Результат совпал с ранее вычисленным по первому закону Кирхгофа, следовательно, все потокораспределение найдено правильно.

4.2.7. Определение потерь мощности и выполнение их сноса на балансирующий узел.

Рис. 4.2.4. 

4.2.8. Расчет линии С-2.

Линия двухцепная, длиною 40 км. Uном= 110 кВ. Мощность в конце линии С2 равна

Ток линии

Так как линия двухцепная, то ток нормального режима в одной линии равен:

Расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов:

Выбираем сечение проводов в каждой цепи 120 мм2 с предельной экономической нагрузкой на одну цепь 150 А (Iэ = 150 А > Iр = 144,375 А). Принимаем провод 2×АС-120/19 с допустимым током I0 доп  = 380 А, что больше I = 275 А и Iнорм = 144,375 А.

R0 = 0,245 Ом/км d = 15,2 мм

Рис. 4.2.5.

5. ОКОНЧАТЕЛЬНАЯ РАЗРАБОТКА СХЕМ ПОДСТАНЦИЙ

      Согласно норм технологического проектирования сетей, исходя из числа присоединений (число ЛЭП + число трансформаторов, вида подстанций, напряжения на высшей стороне подстанций, принимаем следующие схемы подстанций на высшем напряжении:

  •  Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны шин (В-1: ПС4);
  •  Мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях линии        (В-1: ПС1; В-2: ПС4);
  •  Одна секционированная система шин с обходной с отдельным секционным и обходным выключателями (В-1: ПС2, ПС3; В-2: ПС1, ПС2, ПС3)
  •  Две рабочие системы шин с обходной (ПС «С» в обоих вариантах, так как предполагается, что это мощная узловая подстанция с большим числом присоединений. В сравнении же вариантов учтем только число ячеек выключателей ЛЭП для данного района сети: в варианте 1: 2 ячейки; в варианте 2: 2 ячейки.

            

6. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ И ВЫБОР ИЗ НИХ НАИВЫГОДНЕЙШЕГО ВАРИАНТА

 В сравнении не будем учитывать трансформаторы и потери в них, распределительные устройства низшего напряжения, так как они в обоих вариантах одинаковы. Расчетные приведенные затраты, без учета ущерба от недоотпуска электроэнергии З = 0,12К + Иа,р + Ипот, [2, стр. 84, ф. 4-17]

     где К капитальные затраты получаемые умножением УПС на число единиц оборудования и учитывая Кувел = 35 стоимости по сравнению с УПС на год составления справочника.

     Иа,р  ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание.

     αа,р  ежегодная норма

     Ипот  стоимость потерянной электроэнергии.

Ипот = ΔРτβ

     ΔР потери в часы максимального режима;

     τ  время наибольших потерь. Без учета влияния cosφ определим по формуле:

β  стоимость потерянного кВтч равная 1,05 руб./кВтч или 1050 руб./МВтч.

При расчетах двух вариантов была использована программа ПК Microsoft Excel, таблицы прилагаются. Найдем наивыгоднейший из вариантов схем по формуле:

Так как первый вариант экономичнее второго варианта на 10,75%, то выбираем первый вариант и ведем дальнейший расчет для первого варианта.

7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ И УРОВНЕЙ НАПРЯЖЕНИЯ ДЛЯ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА В МАКСИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Расчет ведем по формулам:

                                  [2, с. 226, ф. 10-14]

                                  [2, с. 223, ф. 10-11]

Верхние знаки относятся для мощностей P+jQ, нижние для мощностей P-jQ, но в данном проекте таких мощностей не оказалось. Исходное напряжение задано в узле «С» Uc = 114 кВ, поэтому с него и начинаем.

Как видно из результата поперечная составляющая в сети 110 кВ на результат расчета не влияет. Результат за счет ее изменился на 0,07 кВ.

Uкон2-1 = Uнач2-3 = Uнач2-4 =  UконС-2 = 110,24 кВ

Уровни напряжения подстанций: «С» - 114 кВ; ПС1 - 113,18 кВ; ПС2 - 110,24 кВ; ПС3 - 108,08 кВ; ПС4 - 109,42 кВ;

 

8. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ НОРМАЛЬНОГО РЕЖИМА РАБОТЫ             ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ В МИНИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

8.1. Расчет линий в минимальном режиме нагрузок потребителей.

8.1.1. Расчет линии 2-4.

Линия двухцепная, длиною 15 км. Uном = 110 кВ. Мощность в конце линии

Рис. 8.1.1.

8.1.2. Расчет линии 2-1.

Линия одноцепная, длиною 20 км. Мощность в конце линии 2-1 равна Sпр ПС1 за вычетом мощности, приходящей из другого района системы.

Рис. 8.1.2.

8.1.3. Расчет линии 2-3.

Линия двухцепная, длиною 29 км. Uном= 110 кВ. Мощность в конце линии 2 3 равна сумме

Рис. 8.1.3.

8.1.4. Расчет линии С-2

Линия двухцепная, длиною 40 км. Uном= 110 кВ. Мощность в конце линии С 2 равна

Рис. 8.1.4.

8.2. Определение потерь и уровня напряжений на подстанциях в минимальном режиме нагрузок потребителей.

Uc = 112 кВ

Uкон2-1 = Uнач2-3 = Uнач2-4 =  UконС-2 = 110,6 кВ

Уровни напряжения подстанций: «С» - 112 кВ; ПС1 - 114,02 кВ; ПС2 - 110,6 кВ;

ПС3 - 108,69 кВ; ПС4 - 110,01  кВ;

8.3. Проверка выбранных сечений.

Таблица 8.1.

Наименование линии

P+jQ

S

U

I

Марка и сечение провода

I0 доп

Примечание

-

МВА

МВА

кВ

А

мм2

А

-

С-ПС2

8,352+j13,04

15,49

112

79,94

2*АС - 120/19

380>79,94

Проходит

ПС2-ПС1

64,51+ j 26,775

69,85

114,02

353,69

АС - 240/39

610>353,69

Проходит

ПС2-ПС3

27,548+ j14,7

31,22

108,69

165,84

2*АС - 95/16

330>165,84

Проходит

ПС2-ПС4

16,12+ j8,805

18,38

110,01

96,46

2*АС - 95/16

330>96,46

Проходит

9. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ОДНОГО НАИБОЛЕЕ ТЯЖЕЛОГО ПОСЛЕАВАРИЙНОГО РЕЖИМА РАБОТЫ ПРИ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗКАХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

9.1. Расчет линий.

За наиболее тяжелый послеаварийный режим работы при максимальных нагрузках потребителей принимаем решение при обрыве линии С - ПС2.

9.1.1. Расчет линии С-2.

Расчет выполнен аналогично пункту 4.1.4.

Рис. 9.1.1.

9.2. Определение потерь и уровней напряжения на подстанциях.

Uc = 113 кВ

Uкон2-1 = Uнач2-3 = Uнач2-4 =  UконС-2 = 105,21 кВ

Уровни напряжения подстанций: «С» - 113 кВ; ПС1 - 108,31 кВ; ПС2 - 105,21 кВ;

ПС3 - 102,95 кВ;ПС4 - 104,36 кВ;

9.3. Проверка выбранных сечений

Таблица 9.1.

Наименование линии

P+jQ

S

U

I

Марка и сечение провода

I0 доп

Примечание

-

МВА

МВА

кВ

А

мм2

А

-

С-ПС2

37,97+j32,75

50,14

113

256,48

2*АС - 120/19

380>256,48

Проходит

ПС2-ПС1

57,57+j22,115

61,67

108,31

329,12

АС-240/39

610>329,12

Проходит

ПС2-ПС3

30,9+j17,85

35,69

102,95

200,39

2*АС 95/16

330>200,39

Проходит

ПС2-ПС4

22,43+j12,715

25,78

104,36

142,79

2*АС 95/16

330>142,79

Проходит

10. ВЫБОР ОТВЕТВЛЕНИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ НА НИЗШЕЙ СТОРОНЕ ПОДСТАНЦИЙ

Согласно ПУЭ в часы максимальных нагрузок напряжение не должно быть не ниже 105% номинального напряжения сети. В проекте три подстанции имеют нагрузку на стороне 10 кВ, и одна нагрузку на стороне 6 кВ. тогда желаемое напряжение будет:

Общая формула коэффициента трансформации:

Максимальное возможное число ступеней регулирования у этих трансформаторов  М = ±9. Диапазон регулирования ± 16%. Тогда, величина одной ступени регулирования будет равна

или

Uном НН =10,5 кВ на ПС2, ПС4. На ПС1 = 6,3 кВ. На ПС3 = 11 кВ.

Произведем дальнейший расчет для ПС2. (Для остальных результат сведем в таблицу 10.1).

Напряжение на высшей стороне трансформаторов ПС2 UВС = 110,24 кВ.

Напряжение на высшей стороне условного идеального трансформатора:

Мощности взяты из таблицы 2.1., сопротивления из таблицы 1.1. данного курсового проекта. «2» учитывает, что нагрузка распределена на два трансформатора.

Желаемый коэффициент трансформации:

 

Поставим вместо «М» неизвестное число ступеней «Х» со знаком (-), так как Кж < Кном, а само выражение «К» приравняем к Кж.

Отсюда: Х = (115-10,04×10,5)/2,05 = 4,67 ступеней. Округляем до целого числа в большую сторону, так как перед «Хст» стоял (-), а «К» надо получить < Кж. Принимаем Хст = 5. Тогда принятый коэффициент трансформации равен:

Напряжение на низшей стороне ПС2 будет равно:

Определим номер положения переключателя ответвлений. Номинальному коэффициенту соответствует N1 + M = 1 + 9 =10.

Номер рабочего ответвления равен:

Nном  Хприн = 10 (-5) = 15

Рис. 10.1.

Таблица 10.1.

№ПС

Тип и мощность трансформаторов

Количество трансформаторов

Сопротивления отнесенные к ВС

-

-

Pпр

Qпр

UВС

ΔUТ

UВС

Принятый коэффициент трансформации

№ положения переключателя

UНС

Rт

Xт

-

-

-

Ом

Ом

-

-

МВт

МВАр

кВ

кВ

кВ

-

-

кВ

1

ТРДН-25000/110

2

2,54

55,5

Режим работы сети

Макс

25,58

15,26

113,18

3,86

109,32

115-3 × 1,78% / 6,3

13

6,33

Мин.

18,4

10,81

114,02

2,49

111,53

115+1 × 1,78% / 6,3

9

6

Авар

25,58

15,26

108,31

4,02

104,29

115-6 × 1,78% / 6,3

16

6,4

2

ТРДН-32000/110

2

1,87

43,39

Макс

40,34

23,95

110,24

4,78

105,46

115-5 ×1,78% / 10,5

15

10,57

Мин.

29,02

17,37

110,6

3,51

107,09

115-1 × 1,78% / 10,5

11

9,95

Авар

40,34

23,95

105,21

4,97

100,24

115-8 × 1,78% / 10,5

18

10,68

3

ТДН-10000/110

2

7,94

138,86

Макс

10,44

6,03

108,08

4,06

104,02

115-6 × 1,78% / 11

16

10,64

Мин.

7,51

4,42

108,69

2,73

105,96

115-8 × 1,78% / 11

18

10

Авар

10,44

6,03

102,95

4,23

98,72

115-8 × 1,78% / 11

18

10,51

4

ТРДН-25000/110

2

2,54

55,5

Макс

22,26

12,66

109,42

3,33

106,09

115-5 × 1,78% / 10,5

15

10,63

Мин.

16,01

9,32

110,01

2,11

107,9

115-2 × 1,78% / 10,5

12

10

Авар

22,26

12,66

104,36

3,47

100,89

115-7 × 1,78% / 10,5

17

10,52

11. ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ПС «У» И СХЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

Согласно норм технического проектирования и исходя из числа присоединений (число ЛЭП + число трансформаторов, в данном случае число присоединений составляет одиннадцать) на высшем напряжении принимаем одну секционированную систему шин с обходной с раздельным секционным и обходным выключателем. Схема обладает достаточной оперативной гибкостью и экономической целесообразностью, так как требует меньше капиталовложений по сравнению с другими схемами со сборными шинами. Данная схема обеспечивает условия вывода любого выключателя высокого напряжения в ремонт без перерыва питания.

На стороне 10 кВ, учитывая что силовые трансформаторы имеют расщепленную обмотку низшего напряжения, принимаем две одиночно секционированных системы шин. В целях ограничения токов КЗ секционный выключатель в нормальном режиме работы находиться в отключенном состоянии. Так как каждый трансформатор работает на свою секцию сборных шин, то в случае повреждения одного из трансформаторов на секционный выключатель действует устройство АВР.

На всех двухтрансформаторных подстанциях 35-750 кВ устанавливается два трансформатора собственных нужд. Так как на подстанциях 110-220 кВ с числом элегазовых выключателей 110 кВ три и более применяется постоянный оперативный ток, то для питания оперативных цепей на ПС «У» будет приниматься постоянный оперативный ток, получаемый от одной аккумуляторной батареи, схема питания собственных нужд показана на рисунке 11.1.

Рис. 11.1

 

12. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчет токов КЗ производим в относительных единицах. Принимаем Sб = 1000 МВА. Расчетная схема определения токов КЗ представлена на рис.12.1.

Рис. 12.1

Параметры элементов цепи:

Т1 и Т2 : ТРДН 32000/110; 32 МВА; Uк% = 10,5.

W1 : l1 = 40 км        x0 = 0,408 Ом/км.                                             [П.4.1.1.ПЗ]

W2 : l2 = 29 км       x0 = 0,416 Ом/км.                                              [П.4.1.1.ПЗ]

W3 : l1 = 20 км        x0 = 0,393 Ом/км.                                                [7.С.139.(т.3.3)]

Sном С1 = Sном С2 = Sном С3 =

SКЗ1 = 4000 МВА; SКЗ2 = 4100 МВА; SКЗ3 = 3800 МВА;  

Принимаем Э.Д.С. систем за единицу:

Е*1’’ = 1; Е*2’’ = 1; Е*3’’ = 1;

Определяем сопротивление систем:

  

                                                           [7.С.142.(т.3.5)]

 

Определяем сопротивления ЛЭП:

линии W1 

  

линии W2 

 

линии W3 

 

Сопротивления обмоток трансформаторов:

                                          [7.С.137.(т.3.2)]

     

Находим сопротивления трансформаторов:

 

Схема замещения для расчета токов К.З. приведена на рис.12.2.

Рис.12.2.

 

12.1 Короткое замыкание в точке К-1.

   Схема замещения представлена на рис.12.3.

Рис.12.3.

Дальнейший расчет ведем в табличной форме:

Таблица 12.1.

Источники

Система С1

Система С2

Система С3

Xрез

0,87

0,7

0,85

, кА

Е1*’’

1

1

1

, кА

, кА

5,77

7,17

5,9

КУ [7.c.161.T(3.7)]

1,608

1,608

1,608

, кА

Ta[7.c.161.T(3.7)]

0,02

0,02

0,02

= 0,01+tСВ, с

0,01+0,035=0,045

0,01+0,035=0,045

0,01+0,035=0,045

e-/Ta  [7.c.163. (рис.3.7)]

0,11

0,11

0,11

, кА

12.2. Короткое замыкание в точке К-2.

Схема замещения представлена на рис.12.4.

Рис.12.4.                                   Рис.12.5.

,,

Рис.12.6.

.Дальнейший расчет ведем в табличной форме.

 

Таблица 12.2.

Источники

Система С1

Система С2

Система С3

Xрез

20,71

16,46

20,06

, кА

Е1*’’

1

1

1

, кА

, кА

2,66

3,34

2,75

КУ [7.c.161.T(3.7)]

1,82

1,82

1,82

, кА

Ta[7.c.161.T(3.7)]

0,05

0,05

0,05

= 0,01+tСВ, с

0,01+0,035=0,045

0,01+0,035=0,045

0,01+0,035=0,045

e-/Ta  [7.c.163. (рис.3.7)]

0,41

0,41

0,41

, кА

Составляем сводную таблицу токов К.З. для выбора электрических аппаратов и токоведущих частей:

Таблица 12.3.

Точки

К.З.

Uср

В точке КЗ, кВ

Источники

Iп.0 , кА

Iпt , кА

iу , кА

iat , кА

К-1

115

Система С-1

Система С-2

Система С-3

Суммарное значение

5,77

7,17

5,9

18,84

5,77

7,17

5,9

18,84

13,12

16,3

13,42

42,84

0,9

1,11

0,92

2,93

К-2

10,5

Система С-1

Система С-2

Система С-3

Суммарное значение

2,66

3,34

2,75

8,75

2,66

3,34

2,75

8,75

6,85

8,6

7,01

22,46

1,54

1,93

1,6

5,07

         

13.ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ, ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ И ИЗМЕРИТЕЛБЛЬНЫХ ПРИБОРОВ ЦЕПИ ВВОДА СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА НА СТОРОНЕ 10 кВ

13.1. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ, ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ ЦЕПИ ВВОДА ОТ СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА НА СТОРОНЕ 10 кВ.

13.1.1. Выбор токоведущих частей.

Ошиновка на стороне 10 кВ выполняется жесткими шинами.

Определяем ток нормального режима:

                                                                    [7.с.214(4-10)]

Определяем ток аварийного режима.

                                                                     [7.с.214(4-7)]

    Выбираем ошиновку по допустимому току.

Предусматриваем к установке однополосные шины (80*8) с сечением одной полосы 640 мм2 и IДОП = 1320А.

IДОП = 1320А > IМАХ = 1231,68А.

    Проверка ошиновки на термическую стойкость.

Тепловой импульс при трехфазном КЗ:

Температура ошиновки до КЗ:

По кривой [7.c.198.(рис.3-46)] определяем fH = 54О С

                                                                           

,

где k  коэффициент, учитывающий удельное сопротивление и эффективную теплоемкость.

По кривой [7.c.198.(рис.3-46)] определяем ϑк = 630 С, что меньше допустимой температуры для алюминиевых шин 2000 С

    Проверка на механическую прочность.

Длина пролета / , при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц.

А) Для варианта расположения полос «на ребро».

  ,                                                                 [7.c.231.(4.15)]                                                      [7.c.232.(т.4.2)]

Б) Для варианта расположения полос «плашмя».

    Второй вариант расположения полос позволяет увеличить длину пролета до 1,414 м. принимаю вариант расположения полос «плашмя» с длинной пролета 1,414 м и расстоянием между фазами а = 0,8 м.

Сила взаимодействия между полосами

                               [7.c.234.(4.20)]

Напряжение в материале полос

                                                                 [7.c.235.(4.21)]

Таким образом, ошиновка устойчива ко всем видам повреждений.

13.1.2. Выбор изоляторов.

Расчетная сила при горизонтальном расположении фаз равна

kh = 1, так как полосы ошиновки расположены «плашмя».

По условию механической прочности

Выбираю изолятор ИО-10-3,75 УЗ с FРАЗР = 3750 Н и UНОМ = 10кВ         [8.c.282.(т.5.7)].

13.1.3. Выбор выключателя.

Выбор и проверку выключателя произвожу в форме таблицы 13.1.1.

Таблица 13.1.1.

Расчетные данные

Каталожные данные

Выключатель ВБЭК-10-20/630 УХЛ2

Uуст = 10,5 кВ

Uном = 10 кВ

Iмах = 154,51 А

Iном = 630 А

Iп.t. = 8,75 кА

Iотк,ном = 20 кА

Iп.0 = 8,75 кА

Iпр.с = 20 кА

iat = 5,91 кА

iу = 22,46 кА

iпр.с = 52 кА

Bк = 22,56 кА2с

Выключатель ВБЭК-10-20/630УХЛ2 имеет встроенный электромагнитный привод.

       13.1.4. Выбор трансформаторов тока

Выбор и проверку трансформатора тока производим в форме таблицы 13.1.2.

Таблица 13.1.2.  

Расчетные данные

Каталожные данные

ТПОЛ-10-1000У3

Uуст = 10,5 кВ

Uном = 10 кВ

Iмах = 1231,68 А

Iном = 1000 А

iу = 22,46 кА

Не проверяется

Bк = 22,56 кА2с

(kт · Iном)2 · tT = (27 · 1)2 · 3 = 2187 кА2с

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке определяем нагрузку создаваемую приборами, подключенными к нему. Расчет производим в виде таблицы 13.1.3.

Таблица 13.1.3.

Прибор

Тип

Нагрузка на фазы, ВА

А

В

С

1.

Амперметр

Э-514/3

0,5

0,5

0,5

2.

Ваттметр

MIC-2090W

0,5

0,5

0,5

3.

Варметр

MIC-2090W

0,5

0,5

0,5

4

Счетчик активной энергии

MIC-2090W

2,5

2,5

2,5

5.

Счетчик реактивной энергии

MIC-2090W

2,5

2,5

2,5

ИТОГО

6,5

6,5

6,5

Общее сопротивление приборов:

                                                      [7.с.380]

rПРИБ  сопротивление приборов

I2  номинальный вторичный ток трансформатора тока, равный 5 А.

Допустимое сопротивление проводов:

rпр = z2ном  rПРИБ - rк = 0,8 0,26 0,1 = 0,44 Ом,

где z2ном  номинальная вторичная нагрузка ТТ в классе точности 0,5 равна 0,8 Ом

    rк  сопротивление контактов.

Так как трансформаторы тока соединены в полную звезду, то lрасч = l = 4 м.

где lрасч  - длинна соединительных проводов от трансформаторов тока до приборов, принимается по таблице [7.с.379].

                                                 [7.с.379]

Принимаем к установке трансформатор тока типа ТПОЛ-10-1000-У3. Принимаем контрольный кабель с медными жилами сечением 2,5 мм2 марки КВВБП.

Следует учесть, что соединение каждого из силовых трансформаторов с шинами 10 кВ будет состоять из двух одинаковых цепей рассмотренных в данном пункте.

        13.2. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ, ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ В ЦЕПИ ОТХОДЯЩЕЙ КАБЕЛЬНОЙ ЛИНИИ НА СТОРОНЕ 10 кВ.

Ток аварийного режима:

                                                                                 

 

 

13.2.1. Выбор выключателя.

Выбор и проверку выключателя производим в форме таблицы 13.2.1.

Таблица 13.2.1.

Расчетные данные

Каталожные данные

Выключатель ВБЭК-10-20/630 УХЛ2

Uуст = 10,5 кВ

Uном = 10 кВ

Iмах = 154,51А

Iном = 630 А

Iп.t. = 8,75 кА

Iотк,ном = 20 кА

Iп.0 = 8,75 кА

Iпр.с = 20 кА

iat = 5,91 кА

 

iу = 22,46 кА

iпр.с = 52 кА

Bк = 22,56 кА2с

Выключатель ВБЭК-10-20/630 УХЛ2 имеет встроенный электромагнитный привод.

        13.2.2. Выбор трансформатора тока.

Выбор и проверку трансформатора тока производим в форме таблицы 13.2.2.  

Таблица 13.2.2.

Расчетные данные

Каталожные данные

ТЛК-10-200-У3

Uуст = 10,5 кВ

Uном = 10 кВ

Iмах = 154,51 А

Iном = 200 А

iу = 22,46 кА

Iдинам = 52 кА

Bк = 22,56 кА2с

(kт · Iном)2 · tT = (20 · 0,2)2 · 1 = 16 кА2с

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке определяем нагрузку создаваемую приборами, подключенными к нему. Расчет производим в виде таблицы 13.2.3.

Таблица 13.2.3.

Прибор

Тип

Нагрузка на фазы, ВА

А

В

С

1.

Амперметр

Э-514/3

0,5

0,5

0,5

2.

Счетчик активной энергии

MIC-2090W

2,5

2,5

2,5

3.

Счетчик реактивной энергии

MIC-2090W

2,5

2,5

2,5

ИТОГО

5,5

5,5

5,5

Общее сопротивление приборов:

                                                       [7.с.380]

rприб  сопротивление приборов.

I2  номинальный вторичный ток ТТ, равный 5 А

Допустимое сопротивление проводов:

rпр = z2ном  rПРИБ - rк = 0,4 0,22 0,05 = 0,13 Ом,

где z2ном  номинальная вторичная нагрузка ТТ в классе точности 0,5 равна 0,4 Ом

    rк  сопротивление контактов.

Так как трансформаторы тока соединены в полную звезду, то lрасч = l = 4 м.

где lрасч  - длинна соединительных проводов от трансформаторов тока до приборов, принимается по таблице [7.с.379].

                                                [7.с.379]

Принимаем к установке трансформатор тока типа ТЛК-10-200-У3. Принимаем контрольный кабель с медными жилами сечением 2,5 мм2 марки КВВБП.

13.3. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ, ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ В ЦЕПИ ОТХОДЯЩЕЙ ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ НА СТОРОНЕ 10 кВ.

Ток аварийного режима:

                                                                                 

 

13.3.1. Выбор выключателя.

Выбор и проверку выключателя производим в форме таблицы 13.3.1.

Таблица 13.3.1.

Расчетные данные

Каталожные данные

Выключатель ВВТП-10-10/630 У2

Uуст = 10,5 кВ

Uном = 10 кВ

Iмах = 61,58А

Iном = 630 А

Iп.t. = 8,75 кА

Iотк,ном = 10 кА

Iп.0 = 8,75 кА

Iпр.с = 10 кА

iat = 5,91 кА

 

iу = 22,46 кА

iпр.с = 25 кА

Bк = 22,56 кА2с

Выключатель ВВТП-10-10/630 У2 имеет встроенный электромагнитный привод.

        

         

13.3.2. Выбор трансформатора тока.

Выбор и проверку трансформатора тока производим в форме таблицы 13.3.2.

 

Таблица 13.3.2.

Расчетные данные

Каталожные данные

ТЛК-10-200-У3

Uуст = 10,5 кВ

Uном = 10 кВ

Iмах = 61,58 А

Iном = 200 А

iу = 22,46 кА

Iдинам = 52 кА

Bк = 22,56 кА2с

(kт · Iном)2 · tT = (20 · 0,2)2 · 1 = 16 кА2с

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке определяем нагрузку создаваемую приборами, подключенными к нему. Расчет производим в виде таблицы 13.3.3.

Таблица 13.3.3.

Прибор

Тип

Нагрузка на фазы, ВА

А

В

С

1.

Амперметр

Э-514/3

0,5

0,5

0,5

2.

Счетчик активной энергии

MIC-2090W

2,5

2,5

2,5

3.

Счетчик реактивной энергии

MIC-2090W

2,5

2,5

2,5

ИТОГО

5,5

5,5

5,5

Общее сопротивление приборов:

                                                       [7.с.380]

rприб  сопротивление приборов.

I2  номинальный вторичный ток ТТ, равный 5 А

Допустимое сопротивление проводов:

rпр = z2ном  rПРИБ - rк = 0,4 0,22 0,05 = 0,13 Ом,

где z2ном  номинальная вторичная нагрузка ТТ в классе точности 0,5 равна 0,4 Ом

    rк  сопротивление контактов.

Так как трансформаторы тока соединены в полную звезду, то lрасч = l = 4 м.

где lрасч  - длинна соединительных проводов от трансформаторов тока до приборов, принимается по таблице [7.с.379].

                                                [7.с.379]

Принимаем к установке трансформатор тока типа ТЛК-10-200-У3. Принимаем контрольный кабель с медными жилами сечением 2,5 мм2 марки КВВБП.

13.4. ВЫБОР СБОРНЫХ ШИН РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА 10 кВ И АППАРАТОВ ПРИСОЕДИНЕННЫМ К НИМ.

Так как распределение нагрузки по шинам неизвестно, выбор шин производится по току самого мощного присоединения.

Ток нормального режима.

                                                                    [7.с.214(4-10)]

Определяем ток аварийного режима.

                                                                    [7.с.214(4-7)]

13.4.1. Выбор сборных шин.

Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, поэтому выбор сечения производим по допустимому току. Так как Imax < 3000 А и Imax = 1231,68 А принимаем к установке однополосные шины (80×8) с IДОП = 1320 А и сечением одной полосы 640 мм2. Из пункта 13.1. видно, что выбранные шины устойчивы ко всем видам повреждений.

13.4.2. Выбор изоляторов.

Выбираем изолятор типа ИО-10-3,75 У3 с Fразр = 3750 Н и Uном = 10 кВ [8.c.282.(т.5.13.)], который согласно 13.1 удовлетворяет условиям механической прочности.

13.4.3. Выбор трансформатора напряжения.

Предварительно принимаем к установке трансформатор напряжения НТМИ-10-66У3 с U1ном = 10 кВ, U2ном = 100 В, U3ном = 100/3, Sном = 120 ВА при классе точности 0,5 [8.c.336.(т.5.13.)].

Для окончательного выбора трансформатора напряжения необходимо рассчитать суммарную мощность измерительных приборов, подключаемых к нему. Расчет суммарной мощности приборов производим в таблице 13.4.1.

Таблица 13.4.1.

Прибор

Тип

S одной обмотки, ВА

Число обмоток

cosφ

sinφφ

Число приборов

Общая мощность

P, Вт

Q, Вар

Вольтметр

Э-515/3

3

1

1

0

2

6

-

Ваттметр

MIC-2090W

1,5

2

1

0

1

12

-

Варметр

MIC-2090W

1,5

2

1

0

1

12

-

Счетчик активной энергии

MIC-2090W

2

2

0,38

0,925

6

24

58,2

Счетчик реактивной энергии

MIC-2090W

2

2

0,38

0,925

6

24

58,2

ИТОГО

78

116,4

Расчет вторичной нагрузки трансформатора напряжения.

Трансформатор напряжения НТМИ-10-66У3 не удовлетворяют условию,               S2Σ = 140,1>Sном, поэтому принимаем к установке два трансформатора напряжения: НТМИ-10-66У3 с U1ном = 10 кВ, U2ном = 100 В, U3ном = 100/3, Sном = 120 ВА при классе точности 0,5 и ЗНОЛ. 08-10У3 с U1ном = 10 кВ, U2ном = 100 В, U3ном = 100/3, Sном = 75 ВА при классе точности 0,5 [8.c.335.(т.5.13.)] на каждую секцию сборных шин, тогда

S2Σ = 140,1 < Sном = 120 + 75 = 195 ВА следовательно, будет работать в заданном классе точности.

13.5. ВЫБОР АППАРАТОВ ОСТАЛЬНЫХ ЦЕПЕЙ ПО НОМИНАЛЬНЫМ ПАРАМЕТРАМ.

13.5.1. Сторона 10 кВ.

1. Выбор предохранителей в цепи трансформаторов напряжения.

 

Выбираем предохранитель ПКТ 101-10-16-31,5У3 с UНОМ = 10 кВ и IНОМ = 16 А.

2. Выбор ограничителя перенапряжений.

Выбираем ограничитель перенапряжений ОПН-10-10(II) с Uном =10 кВ.

13.5.1. Выбор аппаратов в нейтрали силового трансформатора.

В сети 110 кВ принимается эффективное заземление нейтрали силовых трансформаторов с возможностью разземления по указанию диспетчера энергосистемы. Для заземления нейтрали трансформатора выбираем заземляющий однополюсный разъединитель типа ЗОН-110М-II-У1. Для защиты силового трансформатора от коммутационных перенапряжений принимаем ограничитель перенапряжений ОПН-110-10(II). ОПН устанавливается в нейтрали трансформатора.

13.5.3. Сторона 110 кВ.

1. Вводы трансформаторов.

Так как

Принимаем к установке:

Ошиновку, выполненную проводом АС-185/24 с Iдоп = 510 А.

Изоляторы 9 × ПС-70Д.

Выключатели ВГТ-110-II-40/2500ХЛ1 с Iном = 2500 А.

Разъединители РНДЗ-1-110/630У1 с Iном = 630 А.

Трансформаторы тока ТФЗМ-110Б-У1 с Iном = 300 А.

Ограничитель перенапряжений ОПН-110-10(II).

2. Линии.

Так как Imax = 167,96 А, принимаем к установке:

Ошиновку, выполненную проводом:

АС-95/16 с Iдоп = 330 А для линии 2-4

АС-240/39 с Iдоп = 610 А для линии 2-1

АС-95/16 с Iдоп = 330 А для линии 2-3

АС-120/19 с Iдоп = 380 А для линии С-2  

Изоляторы 9 × ПС-70Д.

Выключатели ВГТ-110-II-40/2500ХЛ1 с Iном = 2500 А.

Разъединители РНДЗ-1-110/630У1 с Iном = 630 А.

Трансформаторы тока ТФЗМ-110Б-У1 с Iном = 300 А.

3. Сборные шины.

Так как Imax = 167,96 А, принимаем к установке:

Ошиновку, выполненную проводом АС-120/19 с Iдоп = 380 А, но в пределах распределительного устройства ошиновку и шины  выполняют проводом одинакового сечения, поэтому принимаем АС-185/24 с Iдоп = 510 А.

Изоляторы 9 × ПС-70Д.

Разъединители РНДЗ-1-110/630У1 с Iном = 630 А.

Трансформаторы напряжения НКФ-110-83У1 с Uном = 110 кВ.

4. Обходной и шиносоединительный выключатель.

Так как Imax = 167,96 А, принимаем к установке:

Ошиновку, выполненную проводом АС-185/24 с Iдоп = 510 А.

Изоляторы 9 × ПС-70Д.

Выключатели ВГТ-110-II-40/2500ХЛ1 с Iном = 2500 А.

Разъединители РНДЗ-1-110/630У1 с Iном = 630 А.

        

14. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА

    

    Защита ячеек КРУ и КРУН от электрической дуги.

    В настоящее время ячейки КРУ оснащаются дуговой защитой с фототиристорами или разгрузочными клапанами. Традиционные защиты такие, как максимальная токовая защита не обеспечивают высокую надежность и обладают недостаточным быстродействием. Для достижения необходимой селективности традиционные защиты смежных участков цепи должны иметь временные задержки до 400 мс. Очевидно, что необходима специализированная быстродействующая дуговая защита. Примерно 7% энергии дуги составляет электромагнитное излучение. Этого вполне достаточно, чтобы получить энергетическую освещенность на несколько порядков выше, чем освещенность на поверхности земли от нашего Светила. Этим светилом объясняется тот факт, что все современные устройства дуговой защиты основаны на оптоэлектронном принципе построения, обеспечивающим высокое быстродействие и высокую селективность отключения.

    Установлено, что в шкафах КРУ сначала возникает однофазное замыкание на землю, которое переходит в междуфазное примерно через 0,5 с.

    Электрическая дуга сопровождается вспышкой света в момент замыкания, поэтому для уменьшения степени повреждения шкафов при КЗ, повышения пожаробезопасности и безопасности обслуживания целесообразно предусмотреть защиту, действующую на отключение при однофазном замыкании на землю (ОЗЗ) до перехода в междуфазное КЗ.

    Защита должна отключать линейную ячейку при ОЗЗ в отсеке кабельных сборок линейных ячеек, а так же ячейку ввода или секционного выключателя при ОЗЗ в отсеке сборных шин и выключателя. В первом случае в отсеке кабельных сборок линейных ячеек распад дуги, поддерживаемый током ОЗЗ электродвигателей, происходит интенсивнее, чем при КЗ. Чем быстрее отключится повреждение, тем меньше вероятность попадания дуги в цепи вторичной коммутации при ОЗЗ, которое может привести к отказу действия дуговой защиты в процессе перехода ОЗЗ в междуфазное КЗ.

    В настоящее время дуговая защита в ячейках КРУ в большинстве случаев выполняется без использования волоконно-оптических линий связи (ВОЛС) на основании, например, типового проекта института - Энергосетьпроект. Предлагаемая схема дуговой защиты рекомендуется, прежде всего, для действующих подстанций с фотодатчиками. Она отличается от существующих схем принципом действия при возникновении дуги в отсеке кабельных сборок.

    Для обеспечения чувствительности дуговой защиты при ОЗЗ представляется целесообразным (при необходимости) дополнительно установить фотодатчики в зонах наименьшего затенения с широкой диаграммой направленности и предусмотреть усиление сигнала.

    Дуговая защита с использованием ВОЛС и современной микропроцессорной элементной базы рекомендуются для существующих подстанций без дуговой защиты или вместо датчиков, не действующих при ОЗЗ (например, с разгрузочными клапанами), а также для проектируемых подстанций.

    На чертеже СЗ приведена предлагаемая схема защиты. Если ОЗЗ произошло в отсеке сборных шин, срабатывают реле KSV и фототиристор VS1, в отсеке выключателя  VS2, в отсеке кабельных сборок  VS3. При действии реле KSV и фототиристора VS1 или VS2 отключается вводной или секционный выключатель, при срабатывании KSV и VS1 отходящая линия.

    При междуфазном КЗ защита реагирует на снижение напряжения. Контакты реле KVZ предотвращают ложное срабатывание реле KVS при перегорании предохранителя TV1 (TV2) на стороне 6-10 кВ. при отключении ввода защитой АПВ шин, автоматическое выключение секционного выключателя должно быть блокировано. В новую редакцию ПУЭ должны быть внесены изменения, исключающие при повреждении в ячейках КРУ (КРУН) АПВ шин, а также АВР.   

    

15. РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА 10 кВ

    На стороне 10 кВ исходя из условий применения трансформатора с расщепленными обмотками принимаем две одиночные секционированные системы шин. Согласно норм технологического проектирования на стороне 10 кВ принимаем к установке шкафы КРУН.

    Шкафы КРУН применяются, как правило, для комплектации РУ подстанций энергосистем, а также в составе КТП 35/6-10, 110/6*10, 110/35/6-10, 220/6-10 кВ и другие.

    Для удобства обслуживания шкафов КРУН с воздушными линиями при проектировании необходимо, как правило, предусматривать установку шкафов с теми, которые не имеют воздушных вводов или линий. При проектировании расширений РУ необходимо соблюдать рекомендации заводов-изготовителей КРУН по выполнению стыковок шкафов, особенно разных сетей.

    При проектировании и строительстве двух трансформаторных подстанций со шкафами КРУН на стороне 6-10 кВ при выделении фондовых нарядов только для укомплектования одного трансформатора, то есть для первой очереди подстанции, необходимо в ее объем включать также шкафы КРУН, предназначенные для секционирования. Это обеспечивает возможность при вводе в эксплуатацию второго трансформатора не допускать отключения потребителей, получающих питание от первой очереди подстанции. В этом случае шкафы КРУН второй очереди будут присоединяться непосредственно и электрически по сборным шинам. При заказе шкафов секционирования со второй очередью для их присоединения и стыковки со шкафами КРУН , находящимися в эксплуатации, потребуется отключение РУ.

    

    

16. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА 110 кВ                                    

Рассчитать заземляющее устройство для ПС 110/10 кВ площадью (9x11)x57 м2;

ρ = 120 Омм; l = 5 м; t = 0,7 м.

h1 = l/2 + t, где t глубина заложения горизонтальной полосы t = 0,5 0,7 м

h1 = 5/2 + 0,7 = 3,2 м;

ρ1 = 360 Омм; ρ2 = 156 Омм; lв = 5 м; tрз = 0,1 с; tов = 0,055 с;

Iз = (0,4-0,6)IПО(1) = 0,5 х 28,26 = 14,13 кА;  

IПО(1) =1,5 IПО(3)= 1,5 х 18,84 = 28,26 кА;                         

    Для в = 0,10 + 0,055 = 0,155 = 0,16 с находим Uпр.доп = 430 В.                          

    ;

здесь M = 0,65 при ρ1 / ρ2 = 360/156 = 2,3

;

Lг = (998) + (5715) = 1647 м по плану.

В.

Что в пределах допустимого (меньше 10 кВ).

 Ом.

    Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчетную   квадратную модель со стороной.

     м.

    Число ячеек по стороне квадрата

    

Принимаем m = 10.

    Длинна полос с расчетом модели

     м.

    Длинна сторон ячейки

    

    Число вертикальных заземлителей по периметру контура при условии  а/lв = 1.

    

Принимаем nВ = 60

   

Общая длинна вертикальных заземлителей

     м.

         

Относительная глубина

Тогда

ρ1 / ρ2 = 360/156 = 2,3; а/lв = 1.

    Определяем  ρэ / ρ2 = 1,17, тогда ρэ = 1,17 ρ2 = 1,17156= 182,52 Омм.

    Ом > RЗДОП = 0,28 Ом.

Найдем напряжение прикосновения:

    Необходимо принять меры для снижения  путем расширения заземляющего устройства за территорию подстанции или путем использования естественных заземлителей.

    Допустим, что на подстанции могут быть использованы естественные заземлители системы трос опоры линии 110 кВ общим сопротивлением 0,65 Ом. Тогда

общее сопротивление заземляющего устройства с учетом естественных заземлений

     Ом.

    Тогда напряжение прикосновения:

     В

что меньше допустимого значения 430 В.

    

        рис 16.1.

        рис 16.2

17. СПЕЦИАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ. МОБИЛЬНАЯ ПОДСТАНЦИЯ

Обеспечение надежной работы энергосистемы - приоритетная задача всех энергетиков. Сегодня аварии на высоковольтных подстанциях перестали быть исключительным событием. Кроме того, увеличивается количество потребителей электроэнергии. Эти проблемы требуют достаточно оперативного решения со стороны энергетиков. Новым техническим решением стало использование мобильных подстанций. Мобильные подстанции могут устанавливаться на действующих подстанциях, где необходима дополнительная мощность, на подстанциях, где ведется реконструкция, а также там, где идет активное строительство новых жилых домов, на время возведения нового центра питания.

Мобильная подстанция может использоваться:

  •  При ремонте и реконструкции действующей подстанции, до ввода в эксплуатацию новой подстанции
  •  Для разгрузки сетей в период пиковых нагрузок
  •  При необходимости оперативного обеспечения электроэнергией новых объектов
  •  Для потребителей электроэнергии, расположенных в местах, где строительство стационарных подстанций нерентабельно

Преимущества решения:

  •  Мобильность, удобство транспортировки
  •  Оперативность: короткий срок поставки, быстрота установки (1-2 рабочие смены)
  •  Низкая стоимость (по сравнению со стационарной) и небольшие эксплуатационные затраты
  •  Удаленный мониторинг и телеуправление в системе диспетчеризации
  •  Отсутствие открытых токоведущих частей
  •  Разъемное кабельное подключение

Объем возможных дополнительных работ при поставке мобильной подстанции:

  •  Проектирование (привязка к объекту) подключения мобильной подстанции в рамках Технического задания или Технических условий, полученных от Заказчика
  •  Согласование проекта с Заказчиком и контролирующими органами
  •  Поставка запасных частей для мобильной подстанции
  •  Проведение монтажных, пуско-наладочных и сервисных работ на месте установки и подключения мобильной подстанции
  •  Поставка вспомогательного оборудования, материалов для обвязки и функционирования основного оборудования
  •  Доставка мобильной подстанции к месту установки и эксплуатации

Описание мобильной подстанции

Мобильная подстанция представляет собой два модуля на полуприцепах погрузочной длиной 12-13 м, шириной 3 м. Один модуль открытого исполнения (КРУЭ и силового трансформатора 110 кВ), другой в контейнере (КРУ 10(6) кВ). Межмодульное соединение осуществляется гибкими кабелями 10 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена длиной 25 метров. Модульная мобильная подстанция способна обеспечить потребителей электропитанием единичной мощностью от 16 до 25МВА (суммарная при параллельном подключении до 100МВА). В конструкции применяются самые современные материалы и технологические разработки, способные минимизировать как вес, так и габариты подстанции.

Состав мобильной подстанции 110/10 (6) кВ мощностью 25 МВА

Модуль КРУЭ и силового трансформатора

1. Ограничители перенапряжений 110 кВ

2. КРУЭ 110 кВ:

- Измерительные трансформаторы тока в каждой фазе

- Вводной разъединитель с заземляющим ножом со стороны линии

- Измерительные трансформаторы напряжения 110кВ в каждой фазе

- Силовой элегазовый выключатель

3. Силовой трансформатор 115/10.5(6.3) кВ 25 МВА

4. Заземляющий разъединитель нейтрали обмоток 110 кВ

5. Ограничитель перенапряжений для защиты нейтрали обмоток 110 кВ

6. Массогабаритные характеристики модуля с полуприцепом:                            16 х 3 х 4 м (Д х Ш х В), масса 62 т, нагрузка на ось полуприцепа 10 т.

Модуль КРУ 10 кВ

1. Комплектное распределительное устройство на номинальное напряжение 10 кВ в составе пяти ячеек отходящих линий, одной ячейки ввода, вместе с устройствами защиты, управления и сигнализации, с измерительными трансформаторами напряжения 10 кВ в каждой фазе вводной ячейки в сторону силового трансформатора, с измерительными трансформаторами напряжения 10 кВ в каждой фазе отходящих линий, с защитой от перенапряжений при помощи ограничителей перенапряжений 10 кВ в каждой фазе

2. Трансформаторы собственных нужд (ТСН)

3. Ячейки защиты ТСН с выключателями нагрузки и высоковольтными предохранителями

4. Щит собственных нужд 0,4 кВ

5. Шкаф релейной защиты силового трансформатора

6. Шкаф центральной сигнализации и управления подстанцией

7. Шкафы оперативного питания с подзарядным устройством

8. Шкаф аккумуляторной батареи

9. Массогабаритные характеристики модуля с полуприцепом: 16 х 3 х 4 м (Д х Ш х В), масса 35 т, нагрузка на ось полуприцепа 10 т.

18.ОХРАНА ТРУДА, ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА, ЭКОЛОГИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МОБИЛЬНЫХ ПОДСТАНЦИЙ

18.1  Техника безопасности при эксплуатации масляных трансформаторов на мобильной подстанции.

I. Общие требования безопасности

1.1. Работы по обслуживанию масляных трансформаторов проводятся по распоряжению или в порядке текущей эксплуатации не менее чем двумя работниками, один из которых имеет группу по электробезопасности не ниже IV, другой - не ниже III.

1.2. К работам по эксплуатации масляных трансформаторов допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, инструктаж и обучение на рабочем месте, проверку знаний правил по охране труда в соответствии с Положением о порядке обучения и проверки знаний по охране труда руководителей, специалистов и рабочих предприятий, учреждений и организаций связи.

1.3. Каждый работник должен быть обеспечен специальной одеждой и средствами индивидуальной защиты в соответствии с Типовыми отраслевыми нормами бесплатной выдачи специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты, приведенными в приложении.

1.4. При обслуживании масляных трансформаторов возможны воздействия следующих опасных и вредных производственных факторов:

    - опасного напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека;

    - опасности возникновения пожара.

1.5. Работники, обслуживающие масляные трансформаторы, обязаны:

    1.5.1. Выполнять правила внутреннего трудового распорядка.

    1.5.2. Соблюдать инструкцию о мерах пожарной безопасности.

    1.5.3. Выполнять работы только в том объеме и в той технологической последовательности, которая предусмотрена инструкцией по технической эксплуатации для данного типа трансформаторов.

    1.5.4. Уметь оказывать первую медицинскую помощь пострадавшим от электрического тока и при других несчастных случаях.

    1.5.5. В случае травмирования или недомогания известить своего непосредственного руководителя.

    1.6. О каждом несчастном случае пострадавший или очевидец немедленно извещает непосредственного руководителя.

    1.7. За невыполнение данной инструкции виновные привлекаются к ответственности согласно правилам внутреннего трудового распорядка или взысканию, определенным Кодексом законов о труде Российской Федерации.

II. Требования безопасности перед началом работ

2.1. Подготовить необходимый для выполнения данной работы инструмент, приспособления и средства защиты, проверить внешним осмотром и убедиться в их исправности.

2.2. Надеть спецодежду и средства индивидуальной защиты.

2.3. При выполнении работы по распоряжению - получить целевой инструктаж.

2.4. На распределительном силовом щите (РСЩ) отключить рубильник блока профилактируемой камеры. На рукоятке рубильника повесить плакат «Не включать! Работают люди».

2.5. Произвести разряд конденсаторов выпрямителей; открыть дверь трансформаторной камеры и индикатором низкого напряжения убедиться в отсутствии напряжения на блок-контактах контактора выхода.

2.6. При осмотре трансформатора необходимо проверить:

    а) состояние кожухов трансформаторов и отсутствие течи масла;

    б) соответствие уровня масла в расширителе температурной отметке;

    в) состояние маслосборных устройств и изоляторов;

    г) состояние ошиновки и кабелей;

    д) состояние сети заземления;

    е) состояние трансформаторного помещения.

III. Требования безопасности во время работы

3.1. Запрещается:

    3.1.1. Производить работы и переключения на трансформаторе, включенном в сеть хотя бы с одной стороны.

    3.1.2. Оставлять переключатель в промежуточном положении без фиксации.

    3.1.3. Эксплуатировать трансформатор с поврежденными вводами (трещины, сколы).

   3.1.4. Эксплуатировать трансформатор без масла или при понижении уровня масла в расширителе ниже температурной отметки.

   3.1.5. Эксплуатировать трансформатор при несоответствии отобранного масла нормам качества по результатам физико-химического анализа.

   3.1.6. Включать трансформатор без заземления блока.

3.2. Во время работы разрешается пользоваться  переносной лампой напряжением не выше 12 В.

    3.3. Доливка масла производится с помощью широкой воронки и специальным сосудом, емкостью до 3-х литров.

    3.4. При пользовании гаечными ключами их следует подбирать по размерам гаек. Отвертывать гайки ключами большого размера с прокладкой металлических пластинок между гранями гайки и ключа, удлинять гаечные ключи вторым ключом или трубой запрещается.

    3.5. При обслуживании масляных трансформаторов запрещается применение металлических лестниц и стремянок.

    3.6. Прежде, чем приступить к работе на лестнице, необходимо обеспечить ее устойчивость.

    3.7. Запрещается эксплуатация трансформаторов при обнаружении:

3.7.1. Сильного неравномерного шума и потрескивания трансформатора.

3.7.2. Ненормального и постоянного возрастающего нагрева трансформатора при нормальных нагрузке и охлаждении.

3.7.3. Выброса масла из расширителя.

3.7.4. Течи масла с понижением его уровня ниже уровня масломерного стекла.

IV. Требования безопасности в аварийных ситуациях

4.1. В случае возникновения пожара в трансформаторной камере:

    4.1.1. Выключить всю аппаратуру на СПВ.

    4.1.2. Вызвать пожарную команду.

    4.1.3. Приступить к тушению пожара углекислотными огнетушителями (в крайнем случае - песком).

4.2. В ситуациях, описанных в п.3.7. данной инструкции, оперативный персонал обязан отключить всю аппаратуру СПВ.

V. Требования безопасности по окончании работы

5.1. Убрать из трансформаторной камеры ветошь, инструмент, переносной электроинструмент.

5.2. Внешним осмотром убедиться в отсутствии подтеков масла.

5.3. Закрыть на замок дверь трансформаторной камеры.

5.4. Включить рубильник на РСЩ.

5.5. Снять запрещающий плакат.

5.6. Включить аппаратуру, проверить режимы работы.

5.7. Убрать спецодежду в специально отведенное место.

5.8. Вымыть руки теплой водой с мылом.

5.9. О всех недостатках по охране труда, обнаруженных во время работы, необходимо известить непосредственного руководителя.

18.2. Пожарная защита при эксплуатации масляных трансформаторов.

1. Надежная эксплуатация трансформаторов и их пожарная безопасность должны обеспечиваться:

- Соблюдением номинальных и допустимых режимов работы в соответствии с ПТЭ.

- Соблюдением норм качества масла и, особенно, его изоляционных свойств и температурных режимов

- Содержанием в исправном состоянии устройств охлаждения, регулирования и защиты оборудования

- Качественным выполнением ремонтов основного и вспомогательного оборудования, устройств защиты и автоматики

2.Маслоприемные устройства под трансформаторами, маслоотводы (или специальные дренажи) должны содержаться в исправном состоянии для исключения при аварии растекания масла и попадания его в кабельные каналы и другие сооружения

3.В пределах бортовых ограждений маслоприемника гравийная засыпка должна содержаться в чистом состоянии и не реже одного раза в год промываться.

При сильном загрязнении (заносами пыли, песка и т.п.) или замасливания гравия его промывка должна проводиться, как правило осенью или весной .

При образовании на гравийной засыпке твердых отложений от нефтепродуктов толщиной не менее 3 мм или появлении растительности и в случае невозможности ее промывки должна осуществляться полная или частичная замена гравия.

Одновременно с промывкой гравийной засыпки или опробованием стационарной установки пожаротушения (при ее наличии) на трансформаторе должна проверяться работа маслоотвода и заполнение аварийной емкости

4.Бортовые ограждения маслоприемных устройств должны выполняться по всему периметру гравийной засыпки без разрывов высотой не менее 150 мм над землей

В местах выкатки трансформаторов бортовое ограждение должно предотвращать растекание масла и выполняться из материала, легко убираемого при ремонтах с последующим восстановлением его целостности

5.Запрещается использовать (приспосабливать) стенки кабельных каналов в качестве бортового ограждения маслоприемников трансформаторов

6.Вводы кабельных линий в шкафы управления, защиты и автоматики, а также в разветвительные (соединительные) коробки на трансформаторах должны быть тщательно уплотнены водостойким несгораемым материалом

7.Аварийные емкости для масла от трансформаторов и выключателей должны проверяться не реже 2 раза в год, а также после обильных дождей, таяния снега или тушения пожара. Стационарные уровнемеры должны содержаться в работоспособном состоянии

8.Горловина выхлопной трубы трансформатора не должна быть направлена на рядом (ближе 30 м) установленное оборудование и сооружения, а также на пути прохода персонала. В необходимых случаях должны устанавливаться отбойные щиты.

9.Материал и устройство мембраны на выхлопной трубе должны соответствовать техническим требованиям

10.При обнаружении свежих капель масла на гравийной засыпке или маслоприемнике немедленно должны быть приняты меры по выявлению источников их появления и предотвращению новых поступлений

11.При возникновении пожара на трансформаторе он должен быть отключен от сети всех напряжений, если не отключился от действия релейной защиты, и заземлен. Персонал должен проконтролировать включение стационарной установки пожаротушения (при ее наличии), вызвать пожарную охрану и далее действовать по оперативному плану пожаротушения

12.Запрещается при пожаре на трансформаторе сливать масло из корпуса, так как это может привести к распространению огня на его обмотку и затруднить тушение пожара.

18.3 Воздействие трансформаторного масла на окружающую среду, меры по их уменьшению.

Отработанные масла, попадающие в окружающую природную среду, лишь частично удаляются или обезвреживаются в результате природных процессов. Основная же их часть является источником загрязнения почвы, водоемов и атмосферы. Накапливаясь они приводят к нарушению воспроизводства птиц, рыб и млекопитающих, оказывают вредное воздействие на человека. Проблема сбора и утилизации отработанных нефтепродуктов является актуальной, более того, рентабельной и наукоемкой областью, так как при правильной организации процесса регенерации стоимость восстановленных масел на 40-70% ниже стоимости свежих масел при практически одинаковом их качестве.

В настоящее время одним из способов регенерации отработанных масел является сжигание. Однако это не только не спасает ситуацию, но и ухудшает ее: в процессе сжигания образуются устойчивые химические соединения, крайне опасные для здоровья человека, которые выбрасываются в атмосферу, распространяясь тем самым на многие тысячи километров. Наряду с этим существуют альтернативные ресурсосберегающие методы регенерации отработанных нефтепродуктов путем возвращения товарным маслам основных физико-химических характеристик, что делает возможным повторное использование масла.

19. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

19.1. Среднегодовые технико-экономические показатели работы электрической сети.

19.1.1. Энергетические показатели сети.

19.1.1.1. Суммарный максимум активной нагрузки потребителей.

 МВт                               [10.с.1 (1.1)]

МВт   

где i - порядковый номер потребителя;

        - максимальная активная нагрузка «i-го» потребителя МВт.

19.1.1.2. Годовой полезный отпуск электроэнергии.

       МВт                                      [10.с.1 (1.2)]

       МВтч

где  - годовое число часов использования максимума активной нагрузки i-го потребителя.

19.1.2. Капитальные вложения в электрическую сеть.

       тыс.руб.                                                     [10.с.1 (1.3)]

Капитальные вложения в линии электропередачи.

тыс.руб.                          [10.с.3 (1.4)]

где  = 35

- капитальные вложения в отдельные линии или участки линий сети;       

       тыс.руб.                                                         [10.с.3 (1.5)]

       где  - стоимость сооружения 1 км линий (удельные капитальные вложения)

тыс.руб.                                                                                                

Расчет капитальных вложений в воздушные линии электропередачи производим в форме таблицы.

Таблица 19.1. Капитальные вложения в воздушные линии электропередач.

Обозначение ВЛ

U, кВ

Район по гололеду

Марка

провода

Количество цепей

Тип опор

Длина

линии

Стоимость

тыс.руб.

1км

()

Всего

()

ЛЭП 2-3

110

2

АС-95/16

2

Ж/Б

29

17,8

516,2

ЛЭП 2-1

110

2

АС-240/39

1

Ж/Б

20

14

280

ЛЭП 2-4

110

2

АС-95/16

2

Ж/Б

15

17,8

267

ЛЭП С-2

110

2

АС-120/19

2

Ж/Б

40

18,1

724

Итого:

-

-

-

-

-

104

-

1787,2

     тыс. руб.

    Среднее значение удельных капиталовложений.

      тыс.руб./км                                                [10.с.4 (1.6)]

      тыс.руб./км

   Капиталовложения в подстанции электрической сети.

Таблица 19.2. Капиталовложения в подстанции электрической сети

Наименование и тип

элементов подстанций

Единица

измерения

Количество

Стоимость,

тыс. руб.

Единицы

Всего

Подстанция №1

1.Трансформатор

ТРДН-25000/110

шт.

2

84

168

2.РУ высшего напряжения

ячеек

3

290

870

3.РУ низшего напряжения

ячеек

23

3,902

89,746

4.Постоянная часть затрат

тыс. руб.

-

210

210

Итого по подстанции

-

-

-

1169,746

Подстанция №2

1.Трансформатор

ТРДН-32000/110

шт.

2

96

192

2.РУ высшего напряжения

ячеек

11

290

3190

3.РУ низшего напряжения

ячеек

29

3,902

113,158

4.Постоянная часть затрат

тыс. руб.

-

290

290

Итого по подстанции

-

-

-

3785,158

Подстанция №3

1.Трансформатор

ТДН-10000/110

шт.

2

54

108

2.РУ высшего напряжения

ячеек

7

290

2030

3.РУ низшего напряжения

ячеек

11

3,902

42,922

4.Постоянная часть затрат

тыс. руб.

-

290

290

Итого по подстанции

-

-

-

2362,922

Подстанция №4

1.Трансформатор

ТРДН-25000/110

шт.

2

84

168

2.РУ высшего напряжения

ячеек

-

290

-

3.РУ низшего напряжения

ячеек

21

3,902

81,942

4.Постоянная часть затрат

тыс. руб.

-

130

130

Итого по подстанции

-

-

-

211,942

тыс.руб.                       [10.с.6 1.7)]

  тыс.руб.

Удельные капиталовложения в подстанции.

тыс.руб./МВ·А                                                   [10.с.6 (1.8)]

где  - суммарная установленная мощность трансформаторов всех подстанций сети.

тыс.руб./МВ·А        

тыс.руб.       

19.1.3. Выбор формы обслуживания электрической сети и определение численности обслуживающего персонала.

На подстанциях: 1,3 - применяется обслуживание ОВБ;

на подстанции 2,4 - принимается следующая форма дежурства круглосуточное активное дежурство на щите управления.     

Расчет нормативной численности рабочих по оперативному обслуживанию подстанций 110 кВ показан в таблице 19.3.

  Таблица 19.3.

Наименование

ПС

U на ВН, кВ

Кол-во присоед.

с выключ.

Нормативная

числен. раб. на 1 ПС,

чел./П.С.

Кол-во однотип. ПС, шт.

Нормат.

числен.

рабочих, чел.

ПС1

110

26

1,46

1

1,46

ПС2

110

40

1,46

1

1,46

ПС3

110

19

1,32

1

1,32

ПС4

110

21

1,46

1

1,46

Итого:

-

106

-

4

5,7

Суммарная численность рабочих по оперативному и техническому обслуживанию.

      чел.                                                           [10.с.8 (1.9)]

чел.

Расчет нормативной численности рабочих по ремонту подстанций производится в табличной форме.

Таблица 19.4. Нормативная численность рабочих по ПС1:

                                                                           

Наименование

устройств

U , кВ

Нормативная

числен. раб. на 100 устройств,чел

Кол-во устройств, шт.

Нормат.

числен.

рабочих, чел.

1. Силовой трансформатор

110

9,46 

2

0,189

2. Присоед. с элегазовым выключателем на ВН

110

4,2

3

0,126

3. Присоед. с вакуумным выключателем на НН

10

0,96

23

0,221

Итого:

-

 -

-

0,536

      Таблица 19.5. Нормативная численность рабочих по ПС2:                                                                                

Наименование

устройств

U , кВ

Нормативная

числен. раб. на 100 устройств,чел

Кол-во устройств, шт.

Нормат.

числен.

рабочих, чел.

1. Силовой трансформатор

110

9,46 

2

0,189

2. Присоед. с элегазовым выключателем на ВН

110

4,2

11

0,462

3. Присоед. с вакуумным выключателем на НН

10

0,96

29

0,278

Итого:

-

 -

-

0,929

           Таблица 19.6. Нормативная численность рабочих по ПС3:

Наименование

устройств

U , кВ

Нормативная

числен. раб. на 100 устройств,чел

Кол-во устройств, шт.

Нормат.

числен.

рабочих, чел.

1. Силовой трансформатор

110

9,46 

2

0,189

2. Присоед. с элегазовым выключателем на ВН

110

4,2

7

0,294

3. Присоед. с вакуумным выключателем на НН

10

0,96

11

0,101

Итого:

-

 -

-

0,584

Таблица 19.7. Нормативная численность рабочих по ПС4:

Наименование

устройств

U , кВ

Нормативная

числен. раб. на 100 устройств,чел

Кол-во устройств, шт.

Нормат.

числен.

рабочих, чел.

1. Силовой трансформатор

110

9,46 

2

0,189

2. Присоед. с элегазовым выключателем на ВН

110

4,2

-

-

3. Присоед. с вакуумным выключателем на НН

6

0,96

21

0,202

Итого:

-

 -

-

0,391

Расчет суммарной численности рабочих.

      чел.                                                          [10.с.10 (1.10)]

         чел.    

Корректировка численности рабочих по оперативному и техническому обслуживанию подстанций в соответствии с условиями эксплуатации (), объемом (), трудозатрат на проезд().

чел.                                                           [10.с.10 (1.11)]

      чел.    

      чел.                                           [10.с.10 (1.12)]                                                 

      чел.    

      чел.                                                         [10.с.10 (1.13)]                                                 

 чел.

Расчет нормативной численности рабочих по ремонту и техническому обслуживанию ВЛ-110 кВ производится в табличной форме, таблица 19.8.

Таблица 19.8.Нормативная численность рабочих по ремонту и обслуживанию ВЛ-110кВ

Обозначение ВЛ

U , кВ

Кол-во цепей

на опоре,

шт.

Материал

опор

Норматив

численности на 100 км,

чел./100 км.

Длина, км

Нормат.

числен.

рабочих, чел.

1. 2-4  АС-95/16

110

2

Ж/Б

0,94

15

0,141

2. 2-1  АС-240/39

110

1

Ж/Б

0,72

20

0,144

3. 2-3  АС-95/16

110

2

Ж/Б

0,94

29

0,273

4. С-2  АС-120/19

110

2

Ж/Б

0,94

40

0,376

Итого:

-

-

-

 -

104

0,934

         чел.                                                        [10.с.12 (1.16)]                                                   

чел.   

Корректировка численности рабочих по ремонту и техническому обслуживанию ВЛ.        

чел.                                                  [10.с.12 (1.17)]        

чел.

Суммарная нормативная численность рабочих по всем подстанциям и линиям электропередачи проектируемой сети.         

       чел.                                                       [10.с.12 (1.18)]                                                                         

чел.   

Суммарная численность ИТР и служащих по сети.

Численность ИТР и служащих всех подстанций сети.

чел.                                                             

Численность ИТР и служащих всех линий электропередачи сети.

чел.

Суммарная численность ИТР и служащих по сети:

чел.

Численность работников АУП.

       чел.                                        [10.с.13 (1.20)]   

чел.

  19.2.1. Себестоимость передачи и распределения электрической энергии в проектируемой электрической сети.

Расчет по себестоимости передачи и распределения электроэнергии производим по калькуляционным статьям.

Основная заработная плата производственных рабочих.

   По этой статье затрат учитывается заработная плата производственных рабочих, непосредственно участвующих в технологическом процессе передачи и распределения энергии всего дежурного персонала подстанции. В эту статью не включается  заработная плата ремонтного персонала.

    тыс.руб.                                                [10.с.13 (1.21)]

где    - нормативная численность производственного персонала сети, чел;

      тыс.руб.                           [10.с.13 (1.22)]                                                                                                           

где - районный коэффициент по зарплате;

тыс.руб.

Численность производственных рабочих.

       чел.                                                   [10.с.13 (1.23)]   

где  - нормативная численность рабочих по оперативному техническому обслуживанию с учетом поправочных коэффициентов;

- нормативная численность рабочих по техническому обслуживанию и ремонту линий электропередачи 110 кВ.

0,15 коэффициент, исключающий численность ремонтного персонала из общей численности рабочих по техническому обслуживанию и ремонту линий.                                                                                                         

чел.

тыс.руб.

 Дополнительная заработная плата производственных рабочих.

   В этой статье учитывается заработная плата производственных рабочих за  не явочное время, оплата отпусков, времени исполнения общественных и государственных обязанностей.

      тыс.руб.                                              [10.с.14 (1.24)]                                                                                                            

   тыс.руб.                                                Отчисления на социальные нужды с ЗП производственных рабочих.

Отчисления на социальные нужды берутся из суммы основной и дополнительной ЗП в размере 26%. В них входят следующие нормативы:

- в пенсионный фонд 20%;

- на обязательное медицинское страхование 2,8%;

- на социальное страхование 3,2%.       

      тыс.руб.                                                [10.с.14 (1.25)]

где  - норматив отчислений на социальные нужды 26%.

тыс.руб.   

где  - норматив отчислений в пенсионный фонд = 20%;

тыс.руб.    

где - норматив отчислений на соц. страхование = 3,2%;

тыс.руб.    

где - норматив отчислений на мед. страхование = 2,8%;                                                                                                                     

тыс.руб.    

Проверка:

 

тыс.руб.

      Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования.

тыс.руб.                                                    [10.с.15 (1.26)]

где  - коэффициент учитывающий затраты на текущий ремонт и обслуживание сети, равен 1,15.

- амортизационные отчисления по производственному оборудованию сети, включая амортизационные отчисления по подстанциям и линиям, тыс.руб./год.

тыс.руб.                                                        [10.с.15(1.27)]

тыс.руб.                                                        [10.с.15 (1.28)]

где  - норма амортизационных отчисления для оборудования подстанций равна 6,4%;

- капитальные вложения в подстанции проектируемой электросети тыс.руб.  

тыс.руб.    

тыс.руб.                                                    [10.с.15 (1.29)]

       где  -капитальные вложения в отдельные линии электропередачи, тыс.руб.;

- норма амортизационных отчисления по линиям электропередачи %.                                                                                               

тыс.руб.       

тыс.руб.     

тыс.руб.     

тыс.руб.     

тыс.руб.     

 кВт·ч

тыс.руб.

тыс.руб.

тыс.руб.

тыс.руб.       

Цеховые расходы.

Цеховые расходы принимаются в некоторой доле от расходов на содержание и эксплуатацию оборудования.

тыс.руб.                                                        [10.с.16 (1.30)]  

где  - коэффициент, зависящий от уровня напряжения, принимаем 0,15.

тыс.руб.   

Общесетевые расходы.

тыс.руб.                         [10.с.16 (1.31)]

где  - нормативная численность административно-управленческого персонала сети, чел.;

= ФОТ=382,68; тыс. руб.

- коэффициент, зависящий в основном от уровня напряжения, принимаем 0,05.

тыс. руб.

тыс. руб. тыс. руб.

тыс. руб.

Общие издержки по передаче и распределению электрической энергии проектируемой сетью.

тыс.руб./год                      [10.с.17 (1.32)]

где  - коэффициент, учитывающий удорожание эксплуатации в районах с холодным климатом и трудными географическими условиями, принимаем = 1.                                                                                                   

Себестоимость передачи и распределения энергии.

руб./кВтч   ·                                          [10.с.17 (1.33)]

руб./кВтч

                                                               [10.с.17 (1.34)]

 

      

               

        

         

        

                

        

            

        

Результаты расчетов себестоимости передачи и распределения электрической энергии сводим в таблицу 19.9.

Таблица 19.9. Себестоимость передачи и распределения электрической энергии.

№ статьи

Наименование статей

калькуляции

Затраты         тыс. руб./год

Структура себестоимости %

1

Основная заработная плата

производственных рабочих

2171,52

3,79

2

Дополнительная заработная

плата производственных рабочих

241,28

0,42

3

Отчисления на социальные нужды с ЗП производственных рабочих.

627,328

1,1

4

Расходы по содержанию и

эксплуатации оборудования.

32226,78

56,28

5

Цеховые расходы

4834,02

8,44

6

Общесетевые расходы

17161,7

29,97

Итого:

57262,028

100

      Из Таблицы 19.9. видно, что наибольшие затраты на содержание электрической сети приходятся на эксплуатацию оборудования. Для снижения затрат на эксплуатацию необходимо увеличить количество часов использования установленной мощности, следить за графиком изменения нагрузок потребителей, использовать современное оборудование с наименьшими потерями мощности.

Таблица 19.10 Сводная таблица технико-экономических показателей проектируемой электрической сети 

Наименование показателей

Единица измерения

Абсолютная величина

1. Технические показатели

1.1 Протяженность линий электропередачи 110 кВ

км

104

1.2 Установленная мощность трансформаторных подстанций

МВА

92

1.3 Количество трансформаторных подстанций

шт.

4

2. Энергетические показатели.

2.1  Суммарный максимум активной нагрузки потребителей

МВт

98,3

2.2 Годовой отпуск полезной электроэнергии

МВтч

491500

2.3 Среднегодовые потери электроэнергии в сети

МВтч

3,035

3. Экономические показатели.

3.1  Капитальные затраты, в том числе:

тыс.руб.

326093,81

по линиям

тыс.руб.

62552

по подстанциям

тыс.руб.

263541,81

3.2 Удельные капитальные затраты по линиям

тыс.руб./км

601,46

3.3 Удельные капитальные затраты по подстанциям

тыс.руб./МВА

1432,29

3.4 Среднегодовые затраты по передачи и распределению электроэнергии

тыс.руб.

57262,028

3.5 Себестоимость передачи и распределения электроэнергии

руб./кВтч

1,17

3.6 Нормативная численность рабочих: по оперативному и техническому обслуживания подстанций

чел.

6

по ремонту подстанций

чел.

4

по техническому обслуживанию и ремонту линий

чел.

1

3.7 Нормативная численность административно-управленческого персонала

чел.

3

Исходя из условий проектирования суммарные капитальные вложения в строительство электрической сети составили 326093,81 тыс.руб., удельные капиталовложения по ВЛ составили 601,46 тыс.руб./км, по подстанциям 1432,29 тыс.руб./МВА, что соответствует среднеотраслевому значению этой величины, значит, проектирование подстанции в заданном районе экономически обосновано.

    Принимая во внимание все выше перечисленные экономические показатели можно сделать вывод, что проектирование и эксплуатация подстанции в Белгородской области с имеющимся типом оборудования экономически целесообразно.

20. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1.  Правила устройства электроустановок. Санкт-Петербург «Деан»,  2001.

942 с.

  1.  В.А. Боровиков, В.К. Косарев, Г.А. Ходот. Электрические сети энергетических систем. Л.: Энергия, 1977. 392 с.
  2.  Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. Под редакцией И.А. Баумштейна, С.А. Бажанова. М.: Энергоатомиздат, 1989. 768 с.
  3.  Электрический справочник: В 3т. Т.3. В 2 кн. Кн.1. Производство и распределение электрической энергии (Под общей редакцией профессоров МЭИ: И.И. Орлова и др.) М.: Энергоатомиздат, 1988. 880 с.
  4.  Справочник по проектированию электроэнергетических систем. В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер и др. Под редакцией С.С. Рокотяна. М.: Энергоатомиздат, 1985. 392 с.
  5.  В.И. Идельчик. Электрические системы и сети. М.: Энергоатомиздат, 1989. 592 с.
  6.  Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат, 1989. 608 с.
  7.  Методическое пособие по выполнению курсового проекта предмета «Проектирование электрических сетей» Н.В. Озина. 2008.
  8.  Пример выполнения курсового проекта по «Электрическим сетям энергосистем» для специальности 1001 «электрооборудование электрических станций и сетей» Озина Н.В. 2008.
  9.  Методические рекомендации по расчету среднегодовых технико-экономических показателей работы электрических сетей в курсовой работе и экономической части дипломного проекта. Л.Н. Антюфеева 2000г.
  10.  Интернет сайт www.abb.ru  современное электрооборудование и комплектующие.
  11.  Интернет сайт www.electric.ru  Электрооборудование нового поколения, комплектующие, продажа, ремонт.
  12.  Журнал «Энергетик» №3, март 2010г.

        


Консультант   Л.Н. Антюфеева

Консультант   Л.Н. Антюфеева

Консультант   Л.Н. Антюфеева

Консультант   Л.Н. Антюфеева

Консультант   Л.Н. Антюфеева

Консультант   Л.Н. Антюфеева

Консультант   Л.Н. Антюфеева

Консультант   Л.Н. Антюфеева

Консультант   Л.Н. Антюфеева

Консультант   Л.Н. Антюфеева

Консультант   Л.Н. Антюфеева

Консультант   Л.Н. Антюфеева

Консультант   Л.Н. Антюфеева


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

5372. Коллоидная химия. Конспект лекций 1.83 MB
  Коллоидная химия Коллоидные системы и предмет коллоидной химии Коллоидные системы Историческая справка Первоначально коллоидная химия была лишь главой физической химии. Теперь это самостоятельная дисциплина со своим кругом идей...
5373. Конкурентоспособность промышленной продукции и пути ее достижения 48.1 KB
  Данная работа посвящена проблеме достижения конкурентоспособности продукции предприятия. Рассмотрены этапы жизненного цикла продукции от ее разработки до упадка. Проведен анализ стратегии поведения служб фирмы на этих этап...
5374. Трансляция программы на языке программирования keil-C. Отладчик программ 64 KB
  Цель работы. Изучить интегрированную среду программирования keil-C. Получить навыки работы с текстовым редактором этой среды программирования. Получить навыки работы с программными проектами. Научиться транслировать программы...
5375. Системы передачи дискретной цифровой информации 219 KB
  В настоящее время системы передачи дискретной - цифровой информации играют огромнейшую роль в современной жизни и являются основой современной техники связи. Это накладывает требования на знание методов расчета параметров этих устройств и ...
5376. Проектирование фрагмента цифровой сети связи Старый Оскол-Роговатое с использованием оборудования SDH 6.96 MB
  Современная эпоха характеризуется стремительным процессом информатизации общества. Это сильней всего проявляется в росте пропускной способности и гибкости информационных сетей. Противодействовать растущим объемам, передаваемой информации на...
5377. Политическая культура России: прошлое и настоящее 83.5 KB
  Политизация современной жизни - факт очевидный. Нередко беседа, дискуссия по той или иной теме вне зависимости от нашего желания приобретает политический оттенок. Когда же дискуссия обостряется, и кто-нибудь из спорящих переходит на высокий...
5378. Антивирусное ПО для серверов 86.5 KB
  Одной из самых опасных на сегодняшний день угроз информационной безопасности являются компьютерные вирусы. Компьютерным вирусом называется специально написанная программа, способная самопроизвольно присоединяться к другим программам, с...
5379. Секундомер на базе микроконтроллера МК51 155.5 KB
  В данном курсовом проекте разработан секундомер на базе микроконтроллера МК51. Проанализированы алгоритмы работы устройства и микроконтроллера. По алгоритму работы микроконтроллера на языке Ассемблер написана программа и разработана принципиальная э...
5380. Товар: методы и организация разработки товара, новые товары в рыночной стратегии 380 KB
  В современном мире создание и производство новых товаров является решающим для процветания фирмы. Потребители хотят и ждут новых и усовершенствованных изделий. И конкуренты приложат максимум усилий, чтобы обеспечить их этими новинками. След...