82089

Расчет трансформаторной подстанции 110/10кВ «Жулдыз»

Дипломная

Энергетика

Для обеспечения этого энергетиками создана надежная и экономичная система распределения электроэнергии на всех ступенях применяемого напряжения с максимальным приближением высокого напряжения к потребителям.

Русский

2015-02-25

1.28 MB

40 чел.

Введение

Быстрый рост электрификации производства и быта населения требует развития энергетической отрасли, повышает требования надёжности электроснабжения. Электрификация – производство, распределение и применение электроэнергии во всех отраслях народного хозяйства  и быта населения – один из важнейших факторов технического прогресса.

Невозможно представить современное производство без применения электрической энергии, без надёжного снабжения качественной электрической энергией немыслим какой – либо прогресс производства. Опыт развития электрификации показывает, что надёжное, качественное и дешевое электроснабжение можно получить только от крупных электростанций, объединенных между собой в мощные энергетические системы, и расположенных вблизи источников энергии – на реках, около месторождений угля и т. д.

Основными потребителями электрической энергии являются промышленность, транспорт, сельское хозяйство, коммунальное хозяйство городов и поселков. Электроснабжение производственных предприятий, населенных пунктов и городов имеет свои особенности. Главная из них – необходимость подводить электроэнергию к большому числу  потребителей, разнесенных на сравнительно не большие расстояния.  Поэтому очень важно рационально решить проблему экономической эффективности электроснабжения   городских  потребителей. В последнее время в условиях рыночной экономики очень остро встает вопрос о качестве электроэнергии предоставляемой потребителям и надежности электроснабжения. Применение современного оборудования позволяет значительно снизить затраты на эксплуатацию и одновременно повысить надежность и качество снабжения электроэнергией.

Низкое качество электроэнергии приводит помимо прочих нежелательных явлений к увеличению потерь электроэнергии как в электроприемниках, так и в сети. Для обеспечения этого энергетиками создана надежная и экономичная система распределения электроэнергии на всех ступенях применяемого напряжения с максимальным приближением высокого напряжения к потребителям. Применение современного оборудования позволяет значительно снизить затраты на эксплуатацию и одновременно повысить надежность и качество снабжения электроэнергией.

Город Астана  с декабря 1997 года является столицей Республики Казахстан. Выгодное географическое положение в центре Республики обеспечивает доступ к основным магистралям. Правительством РК № 1064 от 15.08.01г. утвержден «Генеральный план развития города Астаны до 2030 года», разработанный Японским Агентством  по международному сотрудничеству.

В последние годы в связи со стремительным ростом Астаны строится всё больше объектов, которые требуют надежного электроснабжения. Существующие подстанции не справляются с нагрузками, поэтому возникла необходимость строительства на правобережье в юго-восточной части города, примыкающей к Президентскому парку, трансформаторной подстанции напряжением 110/10 кВ «Жулдыз», оснащенной современным оборудованием.

1 Характеристика объектов электроснабжения подстанции

  1.  Общие сведения о подстанции 110/10кВ «Жулдыз»

 

Город Астана является крупным энергетическим узлом Северного Казахстана, через который осуществляется транзит электрической мощности в соседние области республики и в прилегающие  районы Акмолинской области.

Электроснабжение потребителей города обеспечивается от теплоэлектроцентралей города: ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 и через ПС 500/220/110 «ЦГПП» от электростанций ЕЭС Казахстана.

Существующая схема города представлена кольцом ВЛ 110 кВ, связывающим основные источники «ЦГПП» и «АТЭЦ-2» с опорными ПС 110кВ «Западная» и «Аэропорт», на которых есть развитые ОРУ-110 кВ. К ОРУ-110 кВ «АТЭЦ-2» по радиальным ВЛ-110 кВ присоединены ПС глубокого ввода. К ответвлениями  присоединены  городские ПС.  Все  ВЛ-110 кВ  выполнены в двухцепном исполнении. Схема сетей 110 кВ г.Астаны изображена на рисунке 1.1.

В связи с расположением ПС 110/10 кВ «Жулдыз» в городской застройке ПС принята закрытого типа. Здание ПС - прямоугольное с размерами в плане 36x30 м высотой 13,78 м до верха парапета.

Здание относится ко II классу сооружений по капитальности, ко II сте-пени по огнестойкости и не ниже II степени по долговечности.

Помещения здания ПС относятся к производствам по взрывопожарной опасности к категории «В», «Г» и «Д», в соответствии с которыми выполня-ются противопожарные требования (СН РК В.3.1-98 и СНиП 2.01.02-85).

Кровля - оцинкованный профнастил по стальному каркасу.

Подземный маслосборник емкостью 130 м3, служащий для сбора ава-рийного масла и избыточной воды при пожаротушении, выполняется заглуб-ленного типа в монолитном железобетоне и перекрывается сборными желе-зобетонными плитами. Для накатывания трансформаторов на фундаменты предусматриваются наружные и внутренние анкерные устройства. Источником теплоснабжения для системы отопления служит собственная электрокотельная. Отопление предусмотрено радиаторами М-140. В помещениях РУ и КРУЭ для поддержания нормируемых температур внутреннего воздуха, предусматривается система электрического отопления.

На ПС предусматривается:

установка двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью по 40 МВА каждый с расщепленными обмотками низкого напряжения и кабельными вводами высокого напряжения;

сооружение распределительного устройства 110 кВ (РУ 110 кВ);

сооружение распределительного устройства 10 кВ (РУ 10 кВ).

В соответствии с типовыми проектными решениями (407-03-456.87), учитывая количество присоединений, приняты следующие принципиальные схемы распределительных устройств:

110 кВ - «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» (110-4Н);

10 кВ   - «Две одиночные, секционированные выключателями системы шин» (10-2).

Трансформаторы 110/10 кВ устанавливаются в специально предусмотренных отдельных камерах, оборудованных вентиляционными установками и шумопоглотителями. Выкатка трансформаторов для ремонта или замены производится через ворота.

Рисунок 1.1-Схема городского кольца ВЛ-110 кВ г.Астаны

Монтаж и демонтаж кабельных вводов трансформаторов, расширителя, выхлопной трубы и радиаторов (охладителей) производится внутри камеры, для чего в камерах трансформаторов предусматриваются подвесные краны с электрическим приводом.

Проектируемая ПС присоединяется по двум кабельным линиям к ПС 110/35/10 кВ «Восточная». Кабельная линия 110 кВ выполнена однофазными кабелями с медной жилой и изоляцией из сшитого полиэтилена. Кабельная линия принята 2-х цепная с дополнительной прокладкой 1-й резервной жилы.

РУ 110 кВ выполняется с применением комплектного распределительного устройства с элегазовой изоляцией (КРУЭ-110) типа DЕРТРН-GV200753, производства фирмы «АВВ», в трехфазном исполнении и пружинно-гидравлическими приводами выключателей. КРУЭ-110 кВ располагается на втором этаже здания ПС с обеспечением возможности подхода кабельных линий 110 кВ.

РУ 10 кВ выполняется из металлических шкафов КРУ типа UnіGеаг ZS1, производства фирмы «АВВ», с вакуумными выключателями.

Для размещения шкафов КРУ 10 кВ предусмотрено помещение РУ 10 кВ, расположенное на первом этаже здания ПС.

Ввод от силовых трансформаторов к вводным шкафам КРУ 10 кВ предусматривается одножильными кабелями 10 кВ, с медной жилой и изоляцией из сшитого полиэтилена. Распределительное устройство 10 кВ состоит из 4-х секций. Связь между секциями (ячейки секционного выключателя и секционного разъединителя) выполнена кабелем 10 кВ с медной жилой, с изоляцией из сшитого полиэтилена.

Для питания СН предусматривается установка двух сухих трансформаторов 10/0,4 кВ мощностью по 400 кВА, марки GmbН производства фирмы АВВ, каждый из которых помещается в отдельной камере с естественной вентиляцией и подключается к шинам 10 кВ через выключатели.

Для компенсации емкостных токов в сети 10 кВ предусматривается установка четырех управляемых дугогасящих реакторов с автоматической настройкой, которые подключаются в нейтраль 10 кВ дополнительно устанавливаемых трансформаторов 10/0,23 кВ мощностью 500 кВА, марки GmbН производства фирмы АВВ. Управляемый дугогасительный реактор принят марки РУОМ-480ЦЗ-У1. Каждая группа реактор - трансформатор устанавливается в отдельной камере с естественной вентиляцией и подключается к каждой секции шин 10 кВ через выключатели. Ячейка выключателя 10 кВ принята с собственным трансформатором напряжения, для контроля напряжения на секции шин.

На напряжении 380-220 В предусматривается установка щита СН, состоящего из двух секций, работающих раздельно, с секционным автоматом, оборудованным устройством АВР (автоматический ввод резерва).

На ПС принимается оперативный постоянный ток =220 В с питанием
от двух аккумуляторных батарей, расположенных в специальном помещении здания ПС.

Щиты СН переменного и постоянного токов, шкафы местного управления, шкаф центрального координатора, шкаф релейной защиты, оборудование системы SСАDА и АСКУЭ, аккумуляторные батареи и выпрямители образуют систему управления подстанцией. При этом шкаф центрального координатора, шкаф управления и РЗА, оборудование системы SСАDА и АСКУЭ поставляются фирмой «АВВ» комплектно с оптоволоконными кабелями, прокладываемыми между оборудованием фирмы «АВВ».

Для размещения системы управления ПС, предусматриваются специальные помещения, располагаемые на втором этаже здания ПС.

Закрытое распредустройство DЕРТРН-GV200753, КРУ 10 кВ UnіGеаг тип ZS1, шкаф релейной защиты, шкаф центрального координатора, оптоволоконные кабели, системы управления и автоматизации подстанции комплектует и поставляет фирма «АВВ».

Наличие большого количества отходящих кабельных линий 10 кВ вызвало установку 4-х дугогасящих заземляющих реакторов РУОМ 480/11 с автоматической настройкой величины тока замыкания на землю.

Вторичные цепи, связывающие электрооборудование, выполняются контрольными кабелями с медными жилами с оболочкой, не поддерживающей горение.

  1.  Характеристика схемы внешнего электроснабжения

 

Проектом предусматривается строительство двухцепной кабельной линии 110 кВ от подстанции 110/35/10 кВ «Восточная» до КРУЭ-110 кВ закрытой подстанции «Жулдыз».

На кабельной линии применен кабель 110 кВ одножильный с медной жилой, медным экраном, с изоляцией из сшитого полиэтилена, типа ХRUНКХS, гарантирующий водонепроницаемость по всей длине кабеля.

Кабельная линия проложена в две цепи. Кроме этого проектом предусмотрена прокладка одной резервной фазы. Основные цепи проложены в траншее на глубине 1,5 м и перекрыты ж/б плитами. Резервная фаза по всей длине трассы проложена в железобетонных лотках и перекрыта ж/б плитами.

Длина проектируемой кабельной линии составляет 4200 м.

Вводы в здание ПС предусмотрены через специально заложенные полиэтиленовые трубы. По трассе кабели проложены в траншее (резервная фаза в ж/б кабельных лотках) на глубине 1,5 м и перекрыты ж/б плитами. Расстояние между двумя цепями кабельной линии принято 1300 мм в свету. Три фазы каждой кабельной линии располагаются треугольником и скрепляются специальными хомутами с шагом 1,0 - 1,5 м. Между двумя цепями прокладывается резервная фаза в ж/б лотке.

1.3 Климатические условия района строительства

Площадка строительства в геологическом строении представлена суглинками, мелкими и гравелистыми песками, гравийными грунтами перекрытыми почвенно-растительным слоем толщиной 0,2 м.

По суммарному содержанию воднорастворимых солей, грунты, слагающие участок строительства незасоленные. Агрессивность грунтов по отношению к бетону слабая и средняя. Коррозионная активность грунтов по отношению к углеродистой стали —средняя и высокая.

Основные природно-климатические характеристики района строитель-ства приняты по материалам изысканий, выполненных в 2006 году ТОО ПИИ «Каздорпроект» и приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Климатические условия района строительства

Наименование показателей

Ед.изм.

Показатель

1

2

3

4

1

Расчетная температура наружного воздуха для отопления

для вентиляции

°С

°С

-35

+25

2

Расчетная максимальная скорость ветра, по-вторяемостью 1 раз в 10 лет.

Скоростной напор ветра для III ветрового района (СНиП 2.01.07-85)

м/сек

кПа

29

0,38

3

Вес снегового покрова на 1 м2 горизонталь-ной поверхности земли (СНиП 2.01.07-85) для III снегового района

кПа

1,0

4

Район по гололедности

-

ІІ(10мм)

5

Сейсмичность района строительства

(СНиПВ. 1.2-4-98)

Сейсмичность площадки строительства

баллы

баллы

ниже 6

ниже 6

6

Грунты

тип засоления грунтов

-

Суглинки

Сульфатное

7

Уровень грунтовых вод (УГВ)

Прогнозируемый УГВ

Тип засоления

м

м

-

1,45-1,58

2,4-2,7 сульфатное

8

Нормативная глубина промерзания грунтов

м

2,05

9

Среднее количество атмосферных осадков

мм

326

10

Средняя высота снежного покрова

см

22

11

Среднегодовая скорость ветра

м/с

4,8

  1.   Характеристика потребителей электрической энергии по ПС 110/10 кВ «Жулдыз»

Потребители электрической энергии, располагающиеся на городской территории, разбиваются на две группы: коммунально-бытовая и производственная нагрузки. Эти группы имеют разные закономерности формирования основных показателей электропотребления и разную методику определения этих показателей, так как электропотребление жилых домов определяется укладом жизни населения, а электропотребление производственных предприятий зависит от особенностей их технологического процесса.

Таблица 1.2- Характеристика основных  потребителей ПС «Жулдыз»

№ п/п

Основные потребители

Мощность, кВт

1

2

3

1

Жилой комплекс «Хай вилл - Астана»

27066

2

Жилой комплекс

940

3

Многоквартирный жилой дом

1523

4

Жилой комплекс

2575

5

Павильон тепловых сетей

100

6

Дом творчества «Шабыт»

1734

7

Конгресс-Холл

3631

8

Индивидуальное жилье

980

9

Жилой комплекс «Наят»

2000

10

Жилой комплекс «Астана»

5200

11

Бизнес центр

937

12

Жилой комплекс «Кок Тобе»

6263

13

Жилой дом

1500

14

Коттеджный городок

5900

15

Жилой комплекс

16916

16

Насосная станция №8

2080

17

Жилой комплекс

1200

18

Посольство Саудовской Аравии

1000

19

Жилой комплекс «Орион»

2100

20

Жилой комплекс «Городской романс»

7000

21

Государственный музей археологии и этнографии

1330

  1.  Расчёт электрических нагрузок ПС «Жулдыз»

Допускается определение расчётных нагрузок по одному из максимумов - дневному, если суммируются производственные  потребители,  или вечернему, если суммируются бытовые нагрузки. Коэффициенты дневного Кд и вечернего Кв максимумов принимаем, [4]:

для бытовых потребителей: Кд =0,3-0,4; Кв=1;

для производственных потребителей: Кд = 1; Кв = 0,6.

Как видно из таблицы 1.2, нагрузки 90% потребителей можно отнести к группе бытовых нагрузок. Поэтому за максимум нагрузки принимаем нагрузки в вечернее время суток.

Определение расчётных нагрузок производим по одному из максимумов.

Таблица 2.1- Соотношение коэффициентов мощности дневного и вечернего максимумов для трансформаторных подстанций

 

Тип нагрузки

cos φд

sin φд

tg φд

cos φв

sin φв

tg φв

Производственная

0,7

0,71

1,02

0,75

0,66

0,88

Коммунально-бытовая

0,9

0,44

0,484

0,92

0,39

0,426

Смешанная

0,8

0,6

0,75

0,83

0,56

0,67

Соотношение дневного и вечернего максимумов[2]:

для бытовых потребителей при Кд=0,3-0,4; Кв=1:

Рд.= Рр · Кд=1000 · 0,35=350 кВА

Рв.= Рр · Кв=1000 · 1=1000 кВА

Рассчитываем реактивную мощность с учётом коэффициентов мощности  дневного и вечернего максимумов [2].

Qд= Рд. · tg φд =350 ·  0,484=169,4 квар

Qв= Рв. · tg φв =1000 ·  0,426=426 квар

Аналогичным методом  определяем активную и реактивную нагрузки по всем потребителям 10 кВ. Результаты вычислений сведены в таблицу 2.2. Так, как максимальными нагрузками являются нагрузки вечернего максимума, их берём для дальнейших расчётов.

Расчётную мощность для ячейки с несколькими потребителями определяем табличным методом по формулам [2]:

Рв = Pв max + (∆Pв 1+…+∆Pв n);

Qв = Qв max + (∆Qв 1+…+∆Qв n).

Определим  расчётную нагрузку 10кВ для ячейки №120 ПС «Жулдыз:

Рв = 940+∆60= 776+44= 820 кВт;

Qв = 400,44+∆52,8= 315+38,5= 353,5 квар.


Таблица 2.2 - Расчётная мощность нагрузок ПС «Жулдыз»  

№ ячейки

Потребители

Рр, кВт

Кв

tgφв

Рв, кВт

Qв, квар

Кд

tgφд

Рд, кВт

Qд, квар

108

Посольство

1000

1

0,426

1000

426

0,35

0,484

350

169,4

110

ЖК "Кок Тобе"

6263

1

0,426

6263

2668,04

0,35

0,484

2192,05

1060,95

111

Конгресс Холл

3631

1

0,426

3631

1546,81

0,35

0,484

1270,85

615,09

116

ЖК "Хай вилл - Астана"

9022

1

0,426

9022

3843,37

0,35

0,484

3157,7

1528,33

117

Дом творчества "Шабыт"

1734

1

0,426

1734

738,68

0,35

0,484

606,9

293,74

118

ЖК

2575

1

0,426

2575

1096,95

0,35

0,484

901,25

436,21

120

ЖК

940

1

0,426

940

400,44

0,35

0,484

329

159,24

 

Павильон теплосетей

100

0,6

0,88

60

52,8

1,00

1,02

100

102

203

ЖК "Городской романс"

3500

1

0,426

3500

1491

0,35

0,484

1225

592,9

204

Насосная станция №8

2080

0,6

0,88

1248

1098,24

1,00

1,02

2080

2121,6

206

ЖК "Астана"

5200

1

0,426

5200

2215,2

0,35

0,484

1820

880,88

207

ЖК

8458

1

0,426

8458

3603,11

0,35

0,484

2960,3

1432,79

311

ЖК "Городской романс"

3500

1

0,426

3500

1491

0,35

0,484

1225

592,9

314

ЖК "Орион"

2100

1

0,426

2100

894,6

0,35

0,484

735

355,74

315

ЖК "Хай вилл - Астана"

3022

1

0,426

3022

1287,37

0,35

0,484

1057,7

511,93

316

Индивидуальное жилье

980

1

0,426

980

417,48

0,35

0,484

343

166,01

318

Коттеджный городок

5900

1

0,426

5900

2513,4

0,35

0,484

2065

999,46

404

ЖК

1200

1

0,426

1200

511,2

0,35

0,484

420

203,28

406

Жилой дом

1500

1

0,426

1500

639

0,35

0,484

525

254,1

408

Жилой дом

1523

1

0,426

1523

648, 8

0,35

0,484

533,05

258

407

ЖК

8458

1

0,426

8458

3603,11

0,35

0,484

2960,3

1432,79

409

Гос музей археологии

1330

1

0,426

1330

566,58

0,35

0,484

465,5

225,3

410

Бизнес центр

937

1

0,426

937

399,16

0,35

0,484

327,95

158,73

412

ЖК "Наят"

2000

1

0,426

2000

852

0,35

0,484

700

338,8

413

ЖК "Хай вилл - Астана"

3022

1

0,426

3022

1287,37

0,35

0,484

1057,7

511,93


Суммируя  активные и реактивные нагрузки ячеек, получаем:

ΣPв=76488 кВт

ΣQв=33202,24 квар

ΣPд=28564,1 кВт

ΣQд=15041,74 квар

Для дальнейших расчетов используем значения мощностей в вечернее время

Pмах= ΣPв=76488 кВт=76,49 МВт

Qмах= ΣQв=33202,24 квар =33,2 Мвар

Максимальная полная мощность подстанции:

                                              

Sмах.=√ 764882+33202,242=83383,5 кВА=83,38 МВА

 


3 Построение графиков нагрузок ПС «Жулдыз»

3.1 Суточные графики нагрузки

Электрические нагрузки отдельных потребителей и, следовательно, их суммарная нагрузка, определяющая режим работы подстанций, постоянно меняется. Это отражают графиками нагрузки, которые по продолжительности подразделяются на суточные, сезонные (зима, лето) и годовые.

Характер изменения нагрузки потребителя во времени определяем из типового графика силового максимума в процентах в течении суток (зима, лето) для населенного пункта. Наибольшая возможная за сутки нагрузка принимается  за 100%, а остальные ступени графика показывают относительное значение нагрузки для данного времени суток.

При известном  Pmax переводим типовой график в график нагрузки подстанции, используя соотношение для каждой ступени графика[3]:

Pст=  n%·  Pmax  / 100

где  n% - ордината соответствующей ступени типового графика, в процентах.

Максимальная мощность ПС «Жулдыз» составляет 76,49 МВт. 

Вычислим значение ступени 0-1 часа:

Pст1=  n%  Pmax  / 100 = 60% ∙ 10 / 76,49 = 45,89 МВт.

Аналогично выполняем расчеты для каждого отдельного часа, вычисленные данные заносим в таблицы 3.1 и 3.2.

Таблица 3.1 - Расчет зимнего графика нагрузки подстанции

0-1

1-2

2-3

3-4

4-5

5-6

6-7

7-8

8-9

9-10

10-11

11-12

t,час

60

51

37

37

45

55

70

80

85

70

50

45

ni%

45,89

40,54

29,41

29,41

35,77

42,07

55,64

63,59

67,57

55,64

39,75

35,77

P(t)

12-13

13-14

14-15

15-16

16-17

17-18

18-19

19-20

20-21

21-22

22-23

23-24

t,час

40

40

60

70

80

90

100

100

95

85

80

70

ni%

31,8

31,8

45,89

55,64

63,59

71,54

76,49

76,49

75,52

67,57

63,59

55,64

P(t)

Таблица 3.2 - Расчет летнего графика нагрузки подстанции

0-1

1-2

2-3

3-4

4-5

5-6

6-7

7-8

8-9

9-10

10-11

11-12

t,час

55

37

25

25

25

37

45

63

68

63

45

45

ni%

42,07

29,41

19,87

19,87

19,87

29,41

35,77

50,08

54,05

50,08

35,77

35,77

P(t)

12-13

13-14

14-15

15-16

16-17

17-18

18-19

19-20

20-21

21-22

22-23

23-24

t,час

37

37

45

55

55

60

68

78

85

85

75

60

ni%

29,41

29,41

35,77

42,07

42,07

45,89

54,05

62

67,57

67,57

59,62

45,89

P(t)

Суточные графики нагрузки строятся с учётом потерь мощности на подстанции. Потери мощности на подстанции складываются из: переменных потерь, зависящих от протекания тока по обмоткам трансформаторов, то есть от нагрузки (∆Pпер), постоянной части потерь, определяемых в основном потерями холостого хода трансформаторов (∆Pпост) и потерь на собственные нужды, зависящих от параметров трансформатора и типа подстанции (∆Pс.н). Суммарные потери для любой ступени графика нагрузки  подстанции могут быть найдены по формулам [3]:

постоянные потери

∆ Рпост.= Рmax ·0,01, МВт;

потери на собственные нужды

Pс.н.=  0,005 Pmax , МВт;

переменные потери, зависящие от значения мощности каждой ступени

∆Рпер.2(t) /(10 ·Рmax), МВт;

где Рmax-суммарная нагрузка подстанции,

     Р(t) -нагрузка рассматриваемой ступени;

Суммарная мощность шин подстанции представляет собой сумму потребляемой мощности каждой ступени, потерь на собственные нужды, постоянных потерь и переменных потерь каждой ступени:

P пс(t)=P(t) + ∆ Pпост. + ∆ Pпер.+ ∆Pс.н., МВт

Расчет суммарных графиков нагрузки потребителей (зима, лето) на шинах подстанции сводим в таблицы 3.3 и 3.4.

Вычислим потери для суммарных графиков (зима, лето).

Находим максимальное значение ступени для графика суммарной нагрузки (зима) Pmax.(зима)= 76,49 МВт, таблица 3.1.

Pпост.(зима)= 0,01 Pmax.(зима)= 0,01∙76,49=0,76 МВт.

Pс.н.(зима)=0,005 Pmax.(зима)= 0,005·76,49=0,38  МВт.

Вычислим значение переменных потерь для 1 – й ступени  0-1 часа.

Pпер.(зима)(1)= 45,892 /(10∙76,49)= 2,75 МВт.

Для всех остальных ступеней каждого определенного часа и определенного сезона года (зима, лето) вычисления производятся аналогично.

Затем вычисляем суммарную мощность, например для 1 – й ступени 0-1 часа:

P пс(1)(зима)=P(1)+∆Pпост+∆Pпер+∆Pс.н.= 45,89+0,76+0,38+2,75=49,78 МВт.

Таким же образом вычисляются значения остальных ступеней (зима), все вычисленные результаты вносятся в таблицу 3.3.

Аналогично вычисляются значения для ступеней графика суммарной нагрузки (лето) и результаты заносятся в таблицу 3.4.   

Pmax.(лето)= 67,57 МВт.

Pпост.(лето)=0,01 Pmax.(лето)= 0,01∙ 67,57=0,68 МВт.

Pс.н.(лето)= 0,005 Pmax.(лето)= 0,005∙ 67,57=0,34 МВт.

Pпер.(лето)(1)= 42,072 / (10∙67,57) = 2,62 МВт.

P пс(1)(лето)=P(1)+∆Pпост.+∆Pпер.+∆Pс.н.= 42,07+0,68+0,34+ 2,62 = 45,71 МВт.

Таблица 3.3 - Суммарная нагрузка (зима).

0-1

1-2

2-3

3-4

4-5

5-6

6-7

7-8

8-9

9-10

10-11

11-12

t,час

45,89

40,54

29,41

29,41

35,77

42,07

55,64

63,59

67,57

55,64

39,75

35,77

P(t)

0,76

Pпост

0,38  

Pс.н

2,75

2,15

1,13

1,13

1,67

2,31

4,05

5,29

5,97

4,05

2,07

1,67

Pпер

49,78

43,83

31,68

31,68

38,58

45,52

60,83

70,02

74,68

60,83

42,96

38,58

P пс(t)

12-13

13-14

14-15

15-16

16-17

17-18

18-19

19-20

20-21

21-22

22-23

23-24

t,час

31,8

31,8

45,89

55,64

63,59

71,54

76,49

76,49

75,52

67,57

63,59

55,64

P(t)

0,76

Pпост

0,38  

Pс.н

1,32

1,32

2,75

4,05

5,29

6,69

7,65

7,65

7,46

5,97

5,29

4,05

Pпер

34,26

34,26

49,78

60,83

70,02

79,37

85,28

85,28

84,12

74,68

70,02

60,83

P пс(t)

Таблица 3.4 - Суммарная нагрузка (лето).

0-1

1-2

2-3

3-4

4-5

5-6

6-7

7-8

8-9

9-10

10-11

11-12

t,час

42,07

29,41

19,87

19,87

19,87

29,41

35,77

50,08

54,05

50,08

35,77

35,77

P(t)

0,68

Pпост

0,34

Pс.н

2,62

1,13

0,52

0,52

0,52

1,13

1,67

3,28

3,82

3,28

1,67

1,67

Pпер

45,71

31,68

21,53

21,53

21,53

31,68

38,58

54,5

59,01

54,5

38,58

38,58

P пс(t)

12-13

13-14

14-15

15-16

16-17

17-18

18-19

19-20

20-21

21-22

22-23

23-24

t,час

29,41

29,41

35,77

42,07

42,07

45,89

54,05

62

67,57

67,57

59,62

45,89

P(t)

0,68

Pпост

0,34

Pс.н

1,13

1,13

1,67

2,31

2,31

2,75

3,82

5,03

5,97

5,97

4,65

2,75

Pпер

31,68

31,68

38,58

45,52

45,52

49,78

59,01

68,17

74,68

74,68

65,41

49,78

P пс(t)

По результатам конечной суммы P пс(t)  таблиц  3.3 и 3.4 для сезонов года (зима, лето) строим графики суммарной нагрузки подстанции с учетом потерь.

На рисунках 3.1 и 3.2 изображены суточные графики нагрузок - зима, лето.

Рисунок 3.1-Суточный график зимней нагрузки ПС «Жулдыз»

Рисунок 3.2-Суточный график летней нагрузки ПС «Жулдыз»

3.2 Годовой  график по продолжительности  нагрузок

Этот график показывает длительность работы установки в течении года с различными нагрузками. По оси ординат откладываем нагрузки в соответствующем масштабе, по оси абсцисс – часы года от 0 до 8760. Нагрузки на графике располагаем в порядке их убывания от Pmax до Pmin.

Принято, что длительность сезонных времен года зима и лето составляют соответственно 200 и 165 дней.

Построение годового графика по продолжительности нагрузок производится на основании известных суточных графиков нагрузки – зимнего (200 дней) и летнего (165 дней).

Площадь, ограниченная  ступенями и осями графика нагрузки, численно равна энергии, потреблённой  в течении года:   

Wп=∑Pi ∙Ti ,

где Pi –мощность i-ой ступени графика;

Ti –продолжительность ступени.

Данные расчёта потребления энергии сведены в таблицу 3.5

Таблица 3.5-Данные расчёта потребления энергии ПС «Жулдыз»

Рi, МВт

85,28

84,12

79,37

74,68

70,02

68,17

67,57

65,41

Ti ,час

400

200

200

730

600

165

330

165

Wп, МВт∙час

34112

16824

15874

54516

42012

11248

22298

10793

                                                                          Продолжение таблицы 3.5

Рi, МВт

62

60,83

59,62

59,01

54,05

49,78

45,89

45,52

Ti ,час

165

800

165

165

165

730

330

530

Wп, МВт∙час

10230

48664

9837,3

9736,7

8918,3

36339

15144

24126

 

                                                                          Продолжение таблицы 3.5

Рi, МВт

43,83

42,96

42,07

38,58

35,77

34,26

31,68

29,41

Ti ,час

200

200

330

565

165

400

730

330

Wп, МВт∙час

8766

8592

13883

21798

5902,1

13704

23126

9705,3

Wп =476148,7 МВт∙час

Средняя нагрузка ПС «Жулдыз» за год равна:

Pср  = Wп / T ,

Pср=  476148,7/8760=54,35 МВт;

где T=8760 часов;

Wп –электроэнергия за год.

Степень неравномерности графика работы ПС оцениваем коэффициентом заполнения  

kзап = Wп / (Pmax пс · T);

Pmax пс - выбирается максимальное значение с учетом потерь.

kзап(зима) = Wп / Pmax пс · 8760=476148,7/(8760 · 85,28)=0,64

kзап(лето) = Wп / Pmax пс · 8760=476148,7/(8760 · 74,68)=0,73      

Коэффициент заполнения графика нагрузки показывает, во сколько раз потребленное количество электроэнергии за рассматриваемый период  меньше того количества энергии, которое было бы потреблено за то же время, если бы нагрузка установки все время была бы максимальной.

Для характеристики  графика  нагрузки   подстанции  можно   воспользоваться числом часов использования  максимальной нагрузки:

Tmax = Wп /  Pmax пс =   Pср · T /  Pmax пс = kзап · T;

Эта величина показывает, сколько часов за рассматриваемый период T установка должна была бы работать с неизменной максимальной нагрузкой, чтобы потребить действительное количество электроэнергии Wп за этот период времени.

Tmax(зима) = Wп /  Pmax пс = 476148,7/ 85,28= 5583,4 ч.  

Tmax(лето) = Wп /  Pmax пс =  476148,7/ 74,68= 6375,9 ч.

Определим средневзвешенный коэффициент мощности на шинах подстанции

tg φср  = ΣQ / Σ Pmax пс

Σ Pmax пс  –  учитывается без потерь.

tg φср(зима)  = ΣQ /  Σ Pmax пс = 33,2 / 76,49= 0,434

tg φср(лето)  = ΣQ /  Σ Pmax пс = 33,2 / 67,57= 0,491

Полная мощность подстанции вычисляется по формуле:

Smax(зима) = Pmax пс ·

Smax(зима) =  76,49· = 83,38 МВА;

Smax(лето) =  67,57·   = 75,28 МВА.

Вычисляем полную мощность с учетом выше найденных средневзвешенных коэффициентов для каждого определенного часа, которая вычисляется по формуле:

S(t) = P(t)  ·

Для 0-1 часа она будет составлять:

S1(t) =  49,78· = 54,27 МВА;

Остальные полные мощности для всех остальных часов  рассчитываются аналогично.

Таблица 3.6-Данные расчёта полной мощности ПС

t,час

0-1

1-2

2-3

3-4

4-5

5-6

6-7

7-8

S(t), МВА

54,27

47,77

34,53

34,53

42,05

49,62

66,30

76,32

                                                                     Продолжение таблицы 3.6

t,час

8-9

9-10

10-11

11-12

12-13

13-14

14-15

15-16

S(t), МВА

81,40

66,30

46,83

42,05

37,34

37,34

54,26

66,30

                                                                     Продолжение таблицы 3.6

t,час

16-17

17-18

18-19

19-20

20-21

21-22

22-23

23-24

S(t), МВА

76,32

86,51

92,96

92,96

91,69

81,40

76,32

66,30

По полученным значениям мощностей S(t) строится график полной мощности подстанции

Рисунок 3.3 - Годовой график по продолжительности нагрузок

4 Выбор количества и мощности  трансформаторов

Выбор количества  трансформаторов на подстанции определяется требованиями надёжности  электроснабжения потребителей.

Электроприёмники  потребителей по надёжности электроснабжения разделяются на три  категории. Категорийность электроприёмника  устанавливается в зависимости от последствий, которые могут иметь место при внезапном прекращении подачи электроэнергии [5].

В состав потребителей ПС «Жулдыз» входят приемники электроэнергии I, II и III категории. На основании этого количество трансформаторов принимаем равное двум.

Мощность трансформатора на подстанции должна быть такой, чтобы при выходе из  работы одного из них второй воспринял основную нагрузку подстанции с учетом допускаемой перегрузки в послеаварийном режиме и возможного временного отключения потребителей третьей категории. В соответствии с существующей практикой проектирования мощность трансформаторов на подстанции рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах до 40% на время максимума по условию [1]:

Sн.тр. ≥ Smax / 1,4 МВА,

где Smax - максимальная расчетная мощность подстанции.

Опираясь на расчёты полной мощности подстанции

Sмах.= 92,96 МВА,

Sтр=92,96/1,4=65,07 МВА.

Принимаем к установке два трансформатора мощностью по 40 МВА каждый, с учетом отключения части потребителей III категории. Так как мощность потребителей большая, то и ток во вторичной обмотке трансформаторов большой, поэтому к установке принимаем трансформаторы с расщепленными обмотками низкого напряжения типа ТРДН-40000/110-У1. Паспортные данные трансформатора приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1-Паспортные данные силового трансформатора

Sн, МВА

Uн, кВ

пределы регулирования

группа

соединений

Uк, %

ΔРкз, кВт

Iхх , %

ΔРхх, кВт

ВН

НН

40

115

10,5-10,5

±9х1,78

Yо/∆-∆

10,5

175

0,7

42

4.1 Расчет  трансформаторов на перегрузочную способность

При выборе мощности трансформатора нельзя руководствоваться только их номинальной мощностью, так как в реальных условиях температура окружающей среды, условия установки трансформатора могут быть отличными от принятых. Нагрузка трансформатора меняется в течение суток, и если мощность выбрать по максимальной нагрузке, то в периоды спада ее трансформатор будет не загружен, т.е. недоиспользована его мощность. Опыт эксплуатации показывает, что трансформатор может работать часть суток с перегрузкой, если в другую часть суток его нагрузка меньше номинальной. Критерием различных режимов является износ изоляции трансформатора.

Нагрузочная способность трансформатора – это совокупность допустимых нагрузок и перегрузок.

Допустимая нагрузка – это длительная нагрузка, при которой расчетный износ изоляции обмоток от нагрева не превосходит износ, соответствующий номинальному режиму работы.

Перегрузка трансформатора – режим, при котором расчетный износ изоляции обмоток превосходит износ, соответствующий номинальному режиму работы. Такой режим возникает, если нагрузка окажется больше номинальной мощности трансформатора или температура окружающей среды больше принятой расчетной.

Допустимые систематические перегрузки трансформатора больше его номинальной мощности возможны за счет неравномерности нагрузки в течение суток. При недогрузке износ изоляции мал, а во время перегрузки значительно увеличивается.

На основании вычислений полных мощностей каждой ступени строится график, по которому можно провести анализ при выборе силового трансформатора.

На графике полной мощности подстанции откладывается прямая линия, соответствующая номинальной мощности принятого трансформатора. Верхняя часть графика, отсекаемая данной прямой, является зоной перегрузки трансформатора. При вычислении предварительной мощности трансформатора, мы предварительно приняли силовой трансформатор мощностью               40 МВА.

На рисунке 4.1 изображён суточный график нагрузки, из которого видно, что с 8 до 9 часов и с 17 до 22 часов трансформатор перегружен.

Для подсчета допустимой систематической перегрузки трансформатора действительный график преобразуется в эквивалентный двухступенчатый [5,7]. Исходный график имеет два максимума, причем меньший по тепловому импульсу следует за большим. Поэтому величина и длительность перегрузки определяется по параметрам большего максимума, а меньший максимум  учитывается в эквивалентной начальной нагрузке, которая определяется по десятичасовому периоду, следующему за большим максимумом, т.е. длительность десятичасового периода также откладывается в сторону меньшего максимума по тепловому импульсу.

Эквивалентная нагрузка трансформатора на рассматриваемом интервале времени определяется по уравнению [5]:

МВА,

где Sэкв.1  - эквивалентная нагрузка трансформатора за десятичасовой период,

S1 - S10 – нагрузка трансформатора за десятичасовой период,

t1 - t10  - длительность ступеней нагрузки десятичасового периода графика полной нагрузки подстанции.

 МВА,

где Sэкв.2 - эквивалентная нагрузка трансформатора за период перегрузки,

Si - Sn – мощности графика нагрузки подстанции в период перегрузки,

ti -  tn  - длительность ступеней перегрузки.

           _____________________________________________________

Sэкв1=√(76,322+81,42+2∙66,32+46,832+42,052+2∙37,342+54,262+76,322)/10= =59,15 МВА.

            _________________________________     

Sэкв2 =√ (86,512+92,962+92,962+91,692+81,402)/5=89,22 МВА.

Для получения эквивалентного двухступенчатого графика значения мощностей для десятичасового периода предшествующего перегрузке и периоду перегрузки откладываются на графике полной мощности подстанции.

Далее определяются коэффициенты начальной нагрузки k1 и превышения нагрузки k2 [5]:

k1= Sэкв.1  / Sн.тр.  ,     

k2 = Sэкв.2 / Sн.тр.

k1= 59,15/2∙40=0,74     

k2 = 89,22/2∙40=1,12

Время перегрузочной нагрузки большего теплового импульса составляет 2 часа. На оси абсцисс отмечаем значение k1= 0,74, проецируем на график линии 5 часов 9 (экстраполяцией) и получаем k2доп= 1,37, из условия работы трансформатора в режиме перегрузки должно выполняться условие: k2k2доп. 1,12<1,37

Это условие выполняется, следовательно, мы можем принять трансформатор данной мощности Sн.тр.=40 МВА. Трансформатор может систематически перегружаться по данному графику нагрузки.

В результате получаем двухступенчатый график с переводом коэффициентов перегрузок в эквивалентные мощности S1экв= 59,15 МВА, продолжительностью 10 часов, S2экв= 89,22 МВА, продолжительностью 5 часов.

Двухступенчатый эквивалентный график нагрузки трансформатора изображен на рисунке 4.1. 

Рисунок 4.1 - Двухступенчатый эквивалентный график нагрузки ПС «Жулдыз».

   

5 Выбор схемы электрических соединений ПС «Жулдыз»

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части подстанции, так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Главная схема электрических соединений подстанции - это совокупность основного электрооборудования, сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми  выполненными между ними соединениями. При выборе главной схемы необходимо учитывать основные требования к схемам: надёжность электроснабжения потребителей, приспособленность к проведению ремонтных работ, оперативная гибкость электрической схемы.

На подстанции предусматривается установка двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью по 40 МВА каждый с расщепленными обмотками низкого напряжения и  РПН (регулированием  напряжения под нагрузкой).

На подстанцию электроэнергия от энергосистемы поступает по двум кабельным линиям 110 кВ в РУ ВН, затем трансформируется и распределяется  между потребителями в  РУ НН.

РУ 110 кВ выполняется с применением комплектного распределительного устройства с элегазовой изоляцией (КРУЭ-110) типа DЕРТРН-GV200753, производства фирмы «АВВ», в трехфазном исполнении и пружинно-гидравлическими приводами выключателей.

РУ ВН монтируется по схеме  «два блока с выключателями в цепи трансформаторов и неавтоматической перемычкой со стороны линий 110 кВ». На РУ-110 кВ монтируются два линейных разъединителя QS1 и QS2, по одному с каждой стороны КЛ-110 кВ. Линейные разъединители с заземляющими ножами предназначены  для создания видимого разрыва при ремонтных работах между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт.

Между линейным разъединителем QS1 и выключателем Q1 монтируются трансформаторный разъединитель QS5 и секционная перемычка 110 кВ, в которой предусматриваются два секционных разъединителя. Разъединитель в цепи трансформатора служит для создания видимого разрыва и заземления силового трансформатора во время выполнения ремонтных работ. Разъединители QS3 и QS4 предназначены для секционирования систем шин 110кВ, когда одна из КЛ-110 кВ W1 или W2 теряет питание. Выключатели Q1 и Q2 служат для коммутации и автоматического отключения трансформаторов при протеканиях сверхдопустимых токов со стороны высокого и низкого напряжений.

РУ 10 кВ выполняется из металлических шкафов КРУ типа UnіGеаг ZS1, производства фирмы «АВВ», с вакуумными выключателями по схеме «две одиночные, секционированные выключателями системы шин».

Ввод от силовых трансформаторов к вводным шкафам КРУ 10 кВ предусматривается одножильными кабелями 10 кВ, с медной жилой и изоляцией из сшитого полиэтилена. Распределительное устройство 10 кВ состоит из 4-х секций. Связь между секциями (ячейки секционного выключателя и секционного разъединителя) выполнена кабелем 10 кВ с медной жилой, с изоляцией из сшитого полиэтилена.

В РУ-10 кВ сборные шины выполняются жесткими медными с секционным выключателем Q7. С трансформатора низкое напряжение на сборные шины подается через вакуумные выключатели 10 кВ Q3, Q4, Q5, Q6. Это дает возможность проводить необходимые ремонтные работы, включать и отключать питание, поступающее к шине.

Для питания СН предусматривается установка двух сухих трансформаторов 10/0,4 кВ мощностью по 400 кВА, марки GmbН производства фирмы АВВ, каждый из которых подключается к шинам 10 кВ через выключатели.

Для компенсации емкостных токов в сети 10 кВ предусматривается установка четырех управляемых дугогасящих реакторов с автоматической настройкой, которые подключаются в нейтраль 10 кВ дополнительно устанавливаемых трансформаторов 10/0,23 кВ мощностью 500 кВА, марки GmbН производства фирмы АВВ. Управляемый дугогасительный реактор принят марки РУОМ-480ЦЗ-У1. Каждая группа реактор - трансформатор подключается к каждой секции шин 10 кВ через выключатели. Ячейка выключателя 10 кВ принята с собственным трансформатором напряжения, для контроля напряжения на секции шин.

Закрытое распредустройство DЕРТРН-GV200753, КРУ 10 кВ UnіGеаг тип ZS1, шкаф релейной защиты, шкаф центрального координатора, оптоволоконные кабели, системы управления и автоматизации подстанции комплектует и поставляет фирма «АВВ». Для учета электроэнергии в комплекте с электрооборудованием по-ставляются счетчики ЕuгоАlfа.

Рисунок 5.1 - Схема расстановки главного силового оборудования ПС «Жулдыз»

6 Выбор марки и сечения кабелей

Для выбора марки и сечения кабелей линий ВН и НН нужно рассчитать следующие параметры:

Максимальное значение силы тока вычисляется по формуле:

В аварийном режиме ток:

Imax =

Для дальнейших расчетов используем наибольшее значение тока I=294 А.

Максимальная мощность:

Smax = 91,69 МВ·А

Экономическое сечение проводника вычисляется по формуле:

Fэк = Imax/ jэк ,

где jэк - экономическая плотность тока, выбирается из условной продолжительности максимальной нагрузки (зима) Tmax = 6375,9 ч.

jэк = 2,7 А/мм2 для кабелей с резиновой и пластмассовой изоляцией с медными жилами.[1]

Fэк = Imax/ jэк =294/2,7=109 мм2

По значению экономического сечения принимается ближайшее стандартное сечение проводника.

Выбранное сечение должно удовлетворять условию нагрева [1]:

Imax     Iдоп,

где Iдоп – длительно допустимый ток кабеля.

Принимаем кабель 110 кВ однофазный с медной жилой сечением 185 мм2, медным экраном сечением 50 мм2, с изоляцией из сшитого полиэтилена, типа ХRUНКХS-1х185 RMS/50-64/110, с Iдоп=310 А. Кабельная линия принята 2-х цепная с дополнительной прокладкой 1-й резервной жилы.

Основные цепи проложены в траншее на глубине 1,5 м и перекрыты ж/б плитами. Резервная фаза по всей длине трассы проложена в железобетонных лотках и перекрыта ж/б плитами. Длина проектируемой кабельной линии составляет 4200 м.

Максимальное значение силы тока на стороне НН трансформатора для одной секции шин:

Imax =

Принимаем для ввода от силовых трансформаторов к вводным шкафам КРУ 10 кВ кабель однофазный с медной жилой сечением 240 мм2, медным экраном сечением 50 мм2, с изоляцией из сшитого полиэтилена, типа ХnНКХS-4(1х240/50-12/20), с Iдоп=605·3=1815 А.

7 Расчёт токов короткого замыкания

Расчёт токов короткого замыкания  необходим для выбора аппаратуры  подстанции (шин, изоляторов, кабелей, проводов и т.д.) и её проверки на электродинамическую и термическую стойкость, для расчета релейной защиты и заземляющих устройств.

При расчётах токов короткого замыкания используют, как правило, один из двух методов: метод именованных единиц и метод относительных единиц. В данном проекте расчет токов короткого замыкания производим методом относительных единиц.

ПС «Жулдыз» запитана от двухцепной КЛ-110 кВ, отходящей с                               ПС-110/35/10 кВ «Восточная». КЛ-110 кВ выполнена кабелем марки ХRUНКХS-1х185 RMS/50-64/110. Расстояние от ПС «Восточная» до ПС «Жулдыз» - 4,2 км .

Для расчета токов КЗ составляем расчётную схему замещения участка сети: система-кабельная линия высокого напряжения - трансформаторная подстанция в однолинейном исполнении, в которую все элементы электроустановки, влияющие на силу токов КЗ, должны войти своими сопротивлениями. Расчётная схема приведена на рисунке 7.1.

Рисунок 7.1- Схема замещения для расчета токов КЗ для раздельной работы трансформаторов

На рисунке 7.1: Хс, Xл, Xтв, Xтн1, Xтв - индуктивные сопротивления системы, линии высокого напряжения, сторон высшего и низшего напряжения трансформатора.

Rл, Rтв, Rтн1, Rтн2 – активные сопротивления линии высокого напряжения, сторон высшего и низшего напряжения трансформатора.

Расчет токов короткого замыкания выполняем в  системе именованных единиц [11].

Рассчитываем ток короткого замыкания для раздельной работы трансформаторов на подстанции. В аварийном режиме, когда два силовых трансформатора запитаны от одной КЛ-110 кВ через секционную перемычку, расчётная схема токов КЗ на шинах 10 кВ приведена на рисунке 7.2.

По данным АО «Городские электрические сети» мощность короткого замыкания на шинах ПС-110 кВ «Восточная»: Sкз=950 МВА

Индуктивное сопротивление энергосистемы определяется по формуле:

Xc =

Сторона высокого напряжения:

 

Сторона низкого напряжения:

Рисунок 7.2- Схема замещения для расчета токов КЗ при параллельной работе трансформаторов

Удельное сопротивление кабеля ХRUНКХS-1х185 RMS/50-64/110:

r0 =0,0969 Ом/км

x0=0,077 Ом/км.

Отсюда активное Rл и реактивное Хл сопротивление с учётом длины           КЛ-110 кВ будет:  

Rл= r0 L=0,0969∙4,2=0,407 Ом

Хл= x0L =0,077∙4,2=0,323 Ом,

где L – длина КЛ-110 кВ.

Активная составляющая напряжения короткого замыкания:

Uа  =  

Реактивная составляющая напряжения короткого замыкания:

Uр=  

Активное сопротивление трансформатора RТ [7,11]:

RТ =    Ом,

где ∆Pк.з. – потери короткого замыкания трансформатора, кВт ,

Uс.н.– средне-номинальное напряжение обмотки высшего напряжения трансформатора, кВ,

Sн  - номинальная мощность трансформатора, МВА.

Сторона высокого напряжения:

Rт1 =

Сторона низкого напряжения:

Rт2 =

Индуктивное сопротивление трансформатора [7,11]:

XТ =   Ом,

Индуктивное сопротивление трансформатора вычисляется по формуле:

Xт =

где Uр.- реактивная составляющая напряжения короткого замыкания трансформатора, %

 Сторона высокого напряжения:

Xт1 =

Сторона низкого напряжения:

Xт2 =

Так как на подстанции применяется трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения, необходимо произвести корректировку его сопротивлений по формулам:

 

где ХВН-ННсопротивление трансформатора по предыдущим расчетам,

КР – коэффициент расщепления, для трехфазных трансформаторов-3,5.

 

Суммарное сопротивление цепи трансформатора при КЗ на шинах низшего напряжения:

Хт=0,04+0,51=0,55 Ом

Вычисляем общее сопротивление линии в точке К1.

       

         ________     __________________

Z∑1=√ΣR2X2 = √0,4072+(13,92+0,323)2=14,25 Ом

Приводим активное и реактивное сопротивление линии к точке К2.

R*л =

X*л =

Вычисляем общее сопротивление линии в точке К2.

  Ом.

           _____________________________

Z∑2 = √( 0,12+0,003+0,55)2+(0,003+0,012)2=0,69 Ом.

            

Начальное значение периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания в т.т. К1 и К2 определяется по выражению [11,12]:

А,

 А.

Трехфазный ток короткого замыкания на стороне высокого напряжения:

I(3)к.з.1 =

Трехфазный ток короткого замыкания на стороне низкого напряжения:

I(3)к.з.2 =

Максимальное значение полного тока – ударный ток возникает в сети  примерно через 0,01 с после начала процесса короткого замыкания. При  этом считается, что периодическая составляющая тока не претерпевает существенных изменений. При этом учитывается лишь затухание апериодической составляющей тока короткого замыкания. На основании этого ударный ток определится [7, 11]:

     А,

где kу  - ударный коэффициент, определяемый по выражению [7, 11]:

 

где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, которая может быть определена по формуле:

,

где  Хрез., Rрез.   – соответственно результирующие (суммарные) индуктивные и активные сопротивления   до точек К.З. ( т.т. К1 и К2).

ω= 2πƒ– угловая частота, (ƒ=50 Гц).           

ω=2·3,14·50 = 314

Сторона высокого напряжения:

R∑1  = Rл = 0,407 Ом

X∑1 = Xл + Xc1 = 0,323+ 13,92 = 14,243 Ом

Та1 = c

Сторона низкого напряжения:

R∑2  = R*л + Rт2 = 0,003 + 0,012 = 0,015 Ом

 X∑2 = X*л + Xc2 + Xт2 = 0,003+ 0,12 + 0,55 = 0,673 Ом

Та2 =

Найдем ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания:

Для стороны высокого напряжения:

Для стороны низкого напряжения:

Ударный ток короткого трехфазного замыкания

Для стороны высокого напряжения:

iу1 =

Для стороны низкого напряжения:

iу2 =

Результирующее сопротивление при параллельной работе силовых трансформаторов от одной КЛ-110 кВ:

               _______________     _________          ___________________

Z'рез(к2)= √ R*л2+( X*c + X*л) 2 +√ Rтр2+ Xтр2 / 2 =√ 0,0032 +( 0,12+0,003) 2 +                      

   ____________

+√ 0,0122+ 0,552 / 2= 0,4 Ом

Трехфазный ток короткого замыкания на стороне низкого напряжения:

I(3)'к.з.2 =

Ударный ток на шинах 10 кВ:

       _   

i'у=2 ∙1,92 ∙15173=41076 кА 

Расчётные токи КЗ на шинах 10 кВ при работе подстанции в режиме «два трансформатора от одной КЛ-110кВ» больше, чем токи КЗ работы в раздельном режиме. Их и принимаем для дальнейших расчётов.

Мощность КЗ:

Таблица 7.1– Результаты расчетов токов КЗ

Место КЗ

Iп.о., кА

iу, кА

Sк.з., МВА

шины 110 кВ

4,665

12,498

928,1

шины 10 кВ

8,796

23,813

159,67

шины 10 кВ - при параллельной работе трансформаторов

15,173

41,076

275,62

  1.  Выбор  электрооборудования ПС  «Жулдыз»

Выбор необходимого оборудования производится на основании принятой  схемы  электрических соединений.

Продолжительный режим работы электротехнического устройства имеет место, когда энергосистема или электроустановка находится в одном из следующих режимов: нормальном, ремонтном, послеаварийном.

Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима принимается при условии отключения одного из параллельно работающих трансформаторов, когда оставшийся в работе трансформатор может быть перегружен по правилам аварийных или систематических перегрузок. Нормальный максимальный  и в аварийном режиме ток на стороне высокого напряжения будет равен:

аварийном режиме ток:

Iaв =                             

На стороне низкого напряжения:  

                                                   

Imax =

Ранее принятое решение о применении трансформаторов с расщепленной обмоткой низкого напряжения оказалось правильным, так как в противном случае ток на стороне низкого напряжения составил бы 3,236 кА. Выбор оборудования на рабочий ток такого значения невозможен.

8.1 Выбор оборудования 110 кВ

8.1.1 Выбор разъединителей 110 кВ

Предварительно выбираем разъединитель 110кВ с заземляющими ножами SBB II-2AM-123.

Выбор разъединителей 110кВ производится:

По напряжению установки: Uуст  ≤ Uном ,

Uуст=110 кВ ,Uном=110 кВ;  

По току: Iмах  Iном.

Iмах  =294 А,  Iном=1000 А, ;

По электродинамической стойкости: iу  ≤  iдин

iу=12,498 кА, iдин=80 кА.

По термической стойкости:

Вк ≤  I2 терtтер.

Время протекания тока термической стойкости t тер. принимается: t тер. =3 с.

Вк=I2п.о(tоткла),

Та=0,11 с,  tоткл =3 с,

Вк=4,6652 ∙(3+0,11)=67,68 кА2 ∙с

I2 терtтер=31,52 ∙3=2976 кА2 ∙с.

67,68 кА2 ∙с ≤  2976 кА2 ∙с.

Условие выполняется. Разъединитель SBB II-2AM-123 принимаем к установке. Каталожные и расчётные данные в таблице 8.1.

Таблица 8.1 -Условия выбора разъединителя

Разъединитель 110 кВ SBBII-2AM-123

Условия выбора

Расчётные данные

Каталожные данные

Uуст ≤ Uном

Uуст=110кВ

Uном=110 кВ

Imax ≤ Iном

Imax=294А

Iном=1000А

Iнорм ≤ Iном

Iнорм=241А

Iном=1000А

Iу ≤   Iдин

Iу=12,498 кА

Iдин=80 кА

Вк ≤  I2 терtтер. 

Вк=67,68 кА2 ∙с

I2 терtтер=31,52 ∙3= 2976кА2 ∙с

  1.  Выбор выключателей 110 кВ

Предварительно выбираем баковый элегазовый выключатель 110 кВ

3АР1 DT-123, Iном=1250А.

При выборе выключателя необходимо учесть следующие параметры:

напряжение установки Uуст ≤ Uном;

длительный ток Iнорм ≤ Iном, Imax ≤ Iном;

отключающую способность.

Вк I2 терtтер.

Вк=I2п.о(tоткла),

Та=0,11 с

Полное время отключения выключателя tоткл.в =0,2 с,

Вк=4,6652∙(0,2+0,11)=6,75 кА2∙с

Таблица 8.2-Условия выбора выключателя 110 кВ

Выключатель 110 кВ ЗАР-1 DT-123

Условия выбора

Расчётные данные

Каталожные данные

Uуст  ≤ Uном

Uуст=110 кВ

Uном=123 кВ

Iнорм ≤ Iном

Iнорм=241 А

Iном=1250 А

Вк  ≤  I2терtтер

Вк=6,75 кА2∙с

I2терtтер=402∙ 3=4800 кА2∙с

Iу ≤   Iдин

Iу=12,498 кА

Iдин=40 кА

Imax  ≤ Iном

Imax=294 А

Iном=1250 А

8.1.3 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока 110 кВ выбираем по условиям:

Uуст ≤ Uном,

Uуст=110 кВ,  Uном=110 кВ

Iнорм ≤ Iном,

Iнорм=241 А, Iном=600 А.

по вторичной нагрузке

Z2Z2ном,

где Z2 - вторичная нагрузка трансформатора тока, Z2ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому Z2 ≈ г2.

Таблица 8.3-Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Прибор

Тип

Нагрузка,  ВА

А

В

С

Амперметр

Н-344

10

10

10

Счётчик активной и реактивной  энергии

ЕuгоАlfа ЕА-0,5

2,5

-

2,5

Итого:

12,5

10

12,5

Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

r2=rприб+rпр+rк

Сопротивление приборов определяется по выражению:

rприб=Sприб/I22=12,5/25=0,5 Ом,

где Sприб – мощность, потребляемая приборами.

I - вторичный номинальный ток трансформатора тока, 5 А.

Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Длина соединительных проводов от трансформаторов тока до приборов зависит от схемы соединения  трансформаторов тока. Длину соединительных проводов от трансформаторов тока до приборов принимаем 75 м. В качестве соединительных проводов применяем многожильные медные контрольные кабели. Удельное сопротивление меди ρ=0,0175 Ом∙м.  

Сопротивление контактов принимаем 0,05 Ом при двух – трех приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов.

rк=0,05Ом

Нагрузка вторичной измерительной обмотки по каталогу: S2ном=30 ВА

Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие

гпр  + гприб + гкZ2ном

Номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности

Z2 ном =

Допустимое сопротивление проводов

гпр =  Z2 ном  - гприб – гк= 1,2 – 0,5 – 0,05 = 0,65 Ом

Допустимое сечение провода.

q = ρ∙l/ гпр =0,0175∙75/0,65=2,02 мм2

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

Выполняем обратную операцию и находим сопротивление провода

гпр =

Рсчетная вторичная нагрузка:

г2 =  гпр  + гприб + гк = 0,53 + 0,5 + 0,05 = 1,08 Ом

Z2 = 1,08 Z2ном = 1,2 Ом

Условие по вторичной нагрузке выполняется

Каталожные и расчётные данные в таблице 8.4.

Таблица 8.4 - Условия выбора трансформаторов тока 110 кВ

Трансформаторы тока 110 кВ  ТВТ-110-III/3

Условия выбора

Расчётные данные

Каталожные данные

Uуст  ≤ Uном

Uуст=110 кВ

Uном=110кВ

Iнорм ≤ Iном

Iмах1=294 А

Iнорм2=5 А

Iном1=300/400/600А                Iном2=5А

Iу ≤   Iдин

Iу=12,498 кА

Iдин=10-126 кА

Вк  ≤  I2терtтер

Вк=6,75 кА2∙с

I2терtтер=262∙ 3=2028 кА2∙с

  1.  Выбор трансформаторов напряжения 110 кВ

Выбираем трансформатор напряжения ЗАР-1 DDB-12.3

Uном =110 кВ, S2ном=400 ВА , классе точности 0,5.

Трансформаторы напряжения 110 кВ выбираем по условиям:

Uуст ≤ Uном,

Uуст=110кВ,  Uном=110кВ

Расчетная нагрузка вторичной цепи трансформатора напряжения S2 определяется суммой активной ΣPприб. и реактивной ΣQприб. мощностей присоединенных измерительных приборов и реле.

= ВА.

Перечень необходимых измерительных  приборов  и нагрузка вторичной обмотки трансформатора напряжения в таблице 8.5.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения одной секции шин         110 кВ:       

S2∑=5 В∙А

S2∑ = 5≤ S2ном = 400 В

Таким образом трансформатор  напряжения будет работать в выбранном классе точности 0,5.

Таблица 8.5 -Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 110кВ

прибор

тип

S одной

обмотки, ВА

со

sinφ

к-во, шт

Sпотр.,

ВА

Счётчик активный

и реактивный

ЕuгоАlfа ЕА-0,5

3Вт

0,38

0,925

1

3

Вольтметр

Э-335

2Вт

1

0

1

2

ИТОГО:

5

Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель с сечением жил из меди не менее 2,5мм2 по условию механической прочности.

  1.  Выбор ограничителей перенапряжения

Ограничители перенапряжения предназначены для защиты электрооборудования  распределительных устройств  от атмосферных и коммутационных  перенапряжений 6-220 кВ переменного тока.

Для защиты СШ-110 кВ устанавливаем однополюсные ограничители перенапряжений (ОПН) 110кВ типа РЕХLIМ 096 ХН 123. Этот же тип ограничителей перенапряжений применяем для защиты изоляции нейтрали силового трансформатора.

8.2 Выбор оборудования 10 кВ

8.2.1 Сборные шины 10 кВ

Ошиновка стороны низкого напряжения выполняется жесткой. Она проверяется по условию  термической и динамической стойкости.

Проверка проводника на термическую стойкость.

Рабочий ток, который течет на стороне низкого напряжения

Imax=1618 А

Экономическая плотность тока

Jэк = 1,8 А/мм2                                                                                                 

Экономическое сечение проводника вычисляется

Fэк =

Шины выбираем из меди сечением 100 х 8 мм2, σдоп=140 МПа. Шины выбираем по длительно допустимому току Iдоп

 Imax2 = 1618А   Iк.доп =  2080 А 

По условию нагрева в продолжительном режиме шины проходят.   

Сечение выбранной шины имеет размеры 100×8 ,т. е. 800 мм2, данное сечение меньше расчетного экономического, поэтому чтобы окончательно принять шину этого сечения необходимо ее проверить на термическую стойкость.

Критерием термической стойкости проводника является допустимая температура его нагрева токами короткого замыкания. Поэтому проводник или аппарат следует считать термически стойким, если его температура в процессе КЗ не превышает допустимых величин.

Допустимая температура нагрева медных шин, определенных из соображений сохранения механической прочности металла υк.доп = 3000C.

Выбранное сечение проверяется  на термическую стойкость при протекании тока  КЗ по [1]:

,

где νк -  расчетная температура нагрева шины током короткого замыкания

νк. доп - допустимая температура нагрева шины при коротком замыкании.

Для определения расчетной температуры проводника предварительно находится температура проводника до момента возникновения КЗ- νн по [7]:

где νо - температура окружающей среды;

νдоп  -длительно допустимая температура проводника +70 о С.   

νо ном - номинальная температура окружающей среды, для воздуха +25 о С.

Imax - максимальный ток нагрузки; Iдоп - длительно допустимый ток проводника.

νн =30+(70-25)(1618/2080)2=57,2 0С

По кривой (Приложение И) [2], используя νн определяем сложную функцию температуры проводника до момента возникновения КЗ – ƒн.

ƒн = 50 0C

Сложная функция температуры проводника, при протекании тока КЗ определится по:

ƒк = ƒн + ,

где Вк  - импульс квадратичного тока КЗ , определяемый как:

Вк =  кА2 с,

где I(3)П - начальное значение периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания в т. К2.

t от кл. = tр.з. +tоткл. в =(0,16÷0,2) с,

tр.з. – время действия основной релейной защиты,

 tоткл. в – полное время отключения выключателя,

k – коэффициент, учитывающий удельное сопротивление и эффективную теплоемкость проводника (медные шины 0,4570 мм4 ·0C/(А·с)·10-2).

q – сечение проводника, мм2.

В к= I2п.о(tоткла)=15,1732 ∙(0,2+0,123)=74,36 кА2 ∙с

ƒк =

По кривой  (Приложение И),  используя  ƒк  определяем конечное значение  температуры проводника в режиме короткого замыкания νк. Если окажется, что νк ≤ νк. доп, то проводник термически стоек.

νк =600C ≤ νк. доп=3000C

Шины сечением 800 мм2 по условию термической стойкости проходят.

Жесткая ошиновка проверяется на электродинамическую стойкость [1]. Жесткие шины, закрепленные на изоляторах, представляют собой динамическую колебательную систему, находящуюся под воздействием электродинамических сил. Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ определяется по [7]:

f = Н/м,

где  iу – ударный ток трехфазного КЗ, А

а – расстояние между соседними фазами, м.

а =2(b+h)=2(0,8+10)=21,6см=0,22м

Равномерно распределенная сила  f  создает изгибающий момент М.

М= f l2 /10   Нм,

где l –длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции, м.

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента

МПа,

где W – момент сопротивления шины на изгиб, см3 .

Шины электродинамически устойчивы если:

,

где   -допустимое механическое напряжение в материале шины.

Наибольшие динамические усилия возникают при трехфазном токе КЗ, поэтому в расчетах учитывается ударный ток трехфазного КЗ.

ƒ(3) =

Равномерно распределенная сила ƒ(3)  создает изгибающий момент, Н/м (шина рассматривается как многопролетная балка, свободно лежащая на опорах),

М =  

где l - длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции, м.

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента, МПа,

σрасч =

где  W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см 3, определяется по формуле

W =

σрасч=М/W=392,5/13,3=29,5МПа

Шины динамически прочны, если

σрасч=29,5МПа <  σдоп=140 МПа 

Шинная конструкция данного сечения проходит по условию динамической стойкости.

Каталожные и расчётные данные в таблице 8.3.

Таблица 8.6- Условия выбора сборных шин 10кВ

Сборные шины 10кВ   100х8

Условия выбора

Расчётные данные

Каталожные данные

Uуст ≤ Uном

Uуст=10кВ

Uном=10кВ

σрасч≤ σдоп

σрасч=29,5МПа

σдоп=140МПа

Imax ≤ Iдоп

Imax =1618А

Iдоп=2080А

υк.расч   ≤    υк.доп

υк.расч=60 оС   

υк.доп=300 оС

Принимаем к установке сборные шины 100х8мм2.

8.2.2 Выбор выключателей 10 кВ

Тип: ВВ/ТЕL-10-20/1600 У2, предназначенный для установки в секционной ячейке и ячейке ввода.

 Таблица 8.7 - Условия выбора выключателя 10 кВ

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст ≤ Uном

Uуст=10кВ

Uном=10кВ

Iнорм ≤ Iном

Iнорм=1325 А

Iном=1600 А

Вк  ≤  I2терtтер

Вк=74,36 кА2∙с

I2терtтер=202∙ 3=1200 кА2∙с

Iу ≤   Iдин

Iу=41,076 кА

Iдин=51 кА

Imax  ≤ Iном

Imax=1618 А

Iном=1600 А

Так как рабочие токи для всех линий потребителей лежат в интервале    59 – 567 А, то для всех них можно принять выключатель одного типа ВВ/ТЕL-10-20/630 У2.

8.2.3 Выбор трансформаторов тока 10кВ

Трансформаторы тока 10 кВ устанавливаются в ячейке ввода 10 кВ. Трансформаторы тока 10 кВ выбираем по условиям:

Uуст ≤ Uном, Uуст=10кВ,  Uном=10 кВ

Iмах ≤ Iном, Iмах=1618А , Iном=2000А.

по вторичной нагрузке

Z2Z2ном,

где Z2 - вторичная нагрузка трансформатора тока, Z2ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому Z2 ≈ г2.

Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

r2=rприб+rпр+rк

Таблица 8.8- Вторичная нагрузка трансформаторов тока.

Прибор

Тип

Нагрузка ,  ВА

А

В

С

Амперметр

Э-365

3

-

3

Счётчик активной и реактивной энергии

ЕвроАльфа

ЕА-02RL-С3

2

-

2

Итого:

5

-

5

Длину соединительных проводов от трансформаторов тока до приборов принимаем 6м. Сопротивление контактов 0,1Ом,[6].

Соединительные провода вторичных цепей выполняем из меди.

rприб=Sприб/I22=5/25=0,2Ом

rпр= ρ∙L=0,0175∙6=0,1 Ом

rк=0,05Ом

Z2= r2=rприб+rпр+rк=0,2+0,1+0,05=0,35Ом

Нагрузка вторичной измерительной обмотки по каталогу:S2ном=20ВА.

Номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности

Z2 ном =

Z2 = 1,08 Z2ном = 1,2 Ом

Условие по вторичной нагрузке выполняется

Каталожные и расчётные данные в таблице

Условия выбора трансформаторов тока 10кВ в таблице 8.9.

Трансформаторы тока 10кВ    ТЛШ 10-У3

Условия выбора

Расчётные данные

Каталожные данные

Uуст  ≤ Uном

Uуст=10кВ

Uном=10кВ

Iнорм ≤ Iном

Iмах1=1618А, Iмах2=5А

Iном1=2000А ,Iном2=5А

Iу ≤   Iдин

Iу=41,076кА

Iдин=81кА

Вк  ≤  I2терtтер

Вк=74,36кА2∙с

I2терtтер=322∙ 3=3072кА2∙с

Таблица 8.9 -Условия выбора трансформаторов тока 10кВ

Трансформаторы тока 10 кВ ТЛШ 10-У3 проходят по всем параметрам.

Выбор трансформаторов тока  в ячейках отходящих линий  10 кВ осуществляется по таким же параметрам, за исключением тока первичной обмотки, который выбирается отдельно для каждой линии и зависит от нагрузки.

Таблица 8.10 – Выбор  тока первичной обмотки трансформаторов тока КЛ

№ ячейки

Iр, А

Ток первичной обмотки трансформатора тока, А

108

63

75

110

394

400

111

228

300

116

567

600

117

109

150

118

162

200

120

67

75

203

220

300

204

160

200

206

327

400

207

537

600

311

220

300

314

132

150

315

190

200

316

62

75

318

371

400

404

75

75

406

94

100

408

96

100

407

531

600

409

84

100

410

59

75

412

126

150

413

190

200

Трансформаторы устанавливаем только на фазах А и В. Вторичные цепи собираем по схеме «неполная звезда».  Трансформаторы тока соединяем с приборами медными проводами сечением не менее 2,5 мм2.

ТПЛ-10К, S2ном10 В·А.

Трансформаторы тока 10кВ ТПЛ-10К

Условия выбора

Расчётные данные

Каталожные данные

Uуст  ≤ Uном

Uуст=10кВ

Uном=10кВ

Iнорм ≤ Iном

Iмах1=63А, Iмах2=5А

Iном1=75А ,Iном2=5А

Iу ≤   Iдин

Iу=41,076кА

Iдин=170 кА

Вк  ≤  I2терtтер

Вк=74,36кА2∙с

I2терtтер=452∙ 4=8100кА2∙с

Таблица 8.11 -Условия выбора трансформаторов тока 10кВ

8.2.4  Выбор трансформаторов напряжения 10 кВ

Предполагая, что на стороне 10 кВ трансформатор будет использоваться в закрытом  распределительном устройстве, выбираем трансформатор напряжения  НТМИ-10-66У3, Uном =10 кВ, S2пред=120 ВА .

Трансформаторы напряжения 10кВ выбираем по условиям:

Uуст ≤ Uном,

Uуст=10кВ,  Uном=10кВ

Перечень необходимых измерительных  приборов  и нагрузка вторичной обмотки трансформатора напряжения в таблице 8.9.

Вторичная нагрузка  трансформатора напряжения первой секции шин 10кВ

 S2∑=38 ВА

Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель с сечением жил из меди не менее 1,5мм2 по условию механической прочности.

 

Таблица 8.12 -Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 10 кВ

прибор

тип

S обмотки, ВА

со

sinφ

К-во

S,ВА

Счётчик активный и реактивный

Ввод 10 кВ от

трансформатора

«Евро-Альфа»

ЕА-0,5

2Вт

0,38

0,925

1

2

Вольтметр

Э-335

2Вт

1

0

1

2

Счётчик активный и реактивный

Линии 10кВ

«Евро-Альфа»

ЕА-02RL-С3

2Вт

0,38

0,925

17

34

Итого:

38

  1.  Выбор ограничителей перенапряжения

Для защиты СШ-10 кВ выбираем  ограничители перенапряжений типа ОПН-РС-10-УХЛ 1, которые устанавливаются на шинном мосту 10кВ.

8.2.6 Выбор трансформатора собственных нужд

Подстанции средней мощности (единичная мощность до 63 МВА) проектируются с питанием цепей защиты, управления, сигнализации на переменном оперативном токе.

Приемниками энергии системы собственных нужд подстанции являются: электродвигатели системы охлаждения трансформаторов; устройства обогрева масляных выключателей и шкафов с установленными в них электрическими аппаратами и приборами; электрическое отопление и освещение, системы пожаротушения.

Установленную мощность трансформатора собственных нужд (ТСН) подстанции можно найти по формуле [8]:

Sс.н =0,005·Smax. МВА,

Sс.н =0,005·91,69=0,48. МВА                

По [4,5] принимаем два ТСН мощностью по 400 кВА.

Для повышения надежности электроснабжения цепей собственных нужд трансформатор присоединяется к выводу низкого напряжения силового трансформатора на участке между трансформатором и выключателем ввода.

  1.  Защита и автоматика

Назначение  релейной  защиты – выявление  места  возникновения  короткого замыкания и быстрое  автоматическое  отключение  поврежденного  оборудования  или его  участка  сети от остальной не поврежденной  части  электрической установки или электрической сети.

Другим назначением релейной защиты является  выявление в нарушении  нормального режима работы  электрооборудования  подстанции и предупреждении об этом  дежурного персонала.

Релейная защита, управление, автоматика и сигнализация силовых трансформаторов, вводов 10 кВ, СВ-10 кВ и линий 10 кВ выполнена на переменном и постоянном оперативном токе. Источниками переменного оперативного тока являются трансформаторы тока, трансформаторы собственных  нужд, трансформаторы напряжения. Источником постоянного оперативного тока являются источники бесперебойного питания (ИБП-UGV) типа SmartUPS2200.

На ПС установлено электрооборудование фирмы «АВВ», электротех-нических заводов России и Республики Казахстан.

Оперативный ток - постоянный, напряжением 220 В от двух аккумуля-торных батарей.

Для организации вторичных цепей от силовых трансформаторов                 ТРДН-40000/110-У1 устанавливаются ящики зажимов типа ЯЗ-60 по одному для каждого трансформатора и клеммные коробки с токовыми клеммами по одной для каждого трансформатора.

На трансформаторах установлено переключающее устройство РПН типа РНТА-Ү-3 5/400. Устройство РПН работает с микропроцессорным устройством автоматического регулирования напряжения фирмы «АВВ».

Система управления выключателями, трехпозиционными разъедините-лями, быстродействующими заземлителями КРУЭ-110 кВ с элегазовой изо-ляцией типа ЕХК-0 включает в себя возможность местного и дистанционного управления. Местное управление осуществляется из шкафа местного управления, который включает в себя все необходимые устройства контроля и управления ячейкой. Дистанционное управление производится с пульта управления, расположенного в контрольной комнате. Пульт управления представляет собой персональный компьютер с программным обеспечением МісгоSСАDА WS Sоftwаге и принтером, подключенным к компьютеру. Персональный компьютер соединен с центральным координатором, который тоже находится в контрольной комнате.

Выключатели ячеек КРУ 10 кВ имеют местное и дистанционное управ-ление. Дистанционное управление осуществляется также с пульта управле-ния.

Защита силовых трансформаторов выполнена в шкафу релейной защиты, устанавливаемого в контрольной комнате. Защита выполнена на цифровых терминалах с отображением сигналов и состояния оборудования на встроенных дисплеях. В ячейках КРУ 10 кВ также используются цифровые релейные терминалы с отображением сигналов и состояния оборудования на встроенном дисплее.

Все релейные терминалы РУ 110 кВ и КРУ 10 кВ связываются через оптические системные интерфейсы с коммуникационными процессорами в центральном координаторе посредством оптоволокна.

Аварийные и предупреждающие сигналы, сигналы положений комму-тационных аппаратов РУ 110 кВ подключаются к устройствам LСС АВВ в шкафах местного управления. В ячейках КРУ 10 кВ к защитным терминалам RЕҒ542+, которые также через оптические системные интерфейсы подводятся к центральному координатору.

Таким образом, все релейные терминалы КРУ 10 кВ, релейные терми-налы РУ 110 кВ, устройства LСС АВВ в шкафах местного управления РУ 110 кВ связываются в общую систему посредством оптоволоконных кабелей, которая обеспечивает управление, мониторинг и автоматизацию всей подстанции.

Для учета электроэнергии в комплекте с электрооборудованием по-ставляются счетчики ЕuгоАlfа

Предусмотрена система пожарной сигнализации на базе прибора при-емно-контрольного пожарно-охранного типа «Гранит-24».          

Для защиты трансформаторов  предусматриваются следующие виды защит:

-  дифференциальная токовая защита;

-   газовая защита;

-   максимальная токовая зашита от сверхтоков перегрузки;

-   максимальная токовая защита на стороне 110кВ трансформаторов;

-   максимальная токовая защита на вводах 10кВ трансформаторов.

Все отходящие ЛЭП-10 кВ имеют следующие виды защит:  

Максимальная токовая отсечка (МТО) с действием на отключение;

МТЗ с действием на отключение;

Защита от замыканий на “землю” с действием на сигнал.

Кроме того, предусматривается автоматическое повторное включение вводов 10 кВ трансформаторов с пуском от защит, автоматический ввод резерва на секционном выключателе 10кВ и ступенчатая автоматическая частотная разгрузка на шинах 10кВ.

Дифференциальная  защита является  основной   быстродействующей   защитой  силового трансформатора при повреждении обмоток, ошиновки и вводов. Она   действует мгновенно без выдержки времени.  Зона действия защиты ограничивается  трансформаторами тока,  установленными  на вводах 110 кВ и 10 кВ. Дифференциальная  защита должна работать при коротком замыкании (к.з) в зоне действия  защиты и не работать при сквозном коротком замыкании.

При срабатывании дифференциальной  защиты силового трансформатора Т1(Т2) происходит отключение вводов 10кВ и отключение ввода 110кВ.

МТЗ-110кВ является  резервной защитой  трансформатора  от  сверхтоков, проходящих через трансформатор при  повреждении как самого трансформатора, так и другого оборудования подстанции.

При  срабатывании  МТЗ-110кВ  трансформатора Т1 (Т2), происходит   отключение  вводов 10кВ и  отключение  ввода 110кВ.  

Газовая защита является защитой трансформатора и РПН от внутренних повреждений, сопровождающихся выделением газа, перетоков масла из бака в расширитель, а также при  значительном  снижении  уровня масла в баке. Газовая защита силового трансформатора действует на отключение и на сигнал, а газовая защита РПН – только на отключение.

При срабатывании газовой защиты силового трансформатора Т1 (Т2), происходит  отключение  вводов 10кВ и  отключение  ввода  110кВ.  

При срабатывании защиты от понижения уровня масла в силовом трансформаторе Т1(Т2), защиты силового трансформатора Т1 (Т2) от перегрузки, неисправностях в системе охлаждения силового трансформатора Т1 (Т2)  поступает сигнал дежурному.

Защита от перегрузки является токовой защитой и работает только на сигнал с выдержкой времени при превышении тока нагрузки стороны ВН и стороны НН более 1,25 Iном.

МТЗ ввода 10 кВ является основной защитой сборных шин 10 кВ и резервной защитой отходящих линий от междуфазных КЗ, при этом линии большой длины могут быть не зарезервированы.

При срабатывании ТО или МТЗ на ЛЭП-10 кВ происходит отключение данной линии.

Проверка технического состояния оборудования сводится в основном в проверке работоспособности цепей сигнализации. Перед проверкой  работоспособности цепей сигнализации необходимо проверить включенное положение автоматов и ключей, питающие цепи сигнализации.

Все  присоединения 10кВ оборудованы  дуговой  защитой, предназначенной для уменьшения разрушающего воздействия избыточного давления газов при коротких замыканиях внутри ячеек 10кВ.

На подстанции  будет выполнено  автоматическое  включение  СВВ-10кВ  по цепи АВР-10кВ при отключении одного из вводов 10кВ от исчезновения напряжения или от защит трансформатора.

При  аварийном отключении ввода 10кВ от МТЗ  включение СВВ-10кВ по  цепи  АВР происходить не будет, так как выполнен запрет работы устройства АВР.

9.1 Расчет МТЗ

На примере одной отходящей линии 10кВ произведем расчёт максимальной токовой защиты (МТЗ). В качестве примера возьмем отходящую линию 10кВ IСШ-10кВ, ячейка №110. Расчёт максимальной токовой защиты сводится  к определению тока срабатывания защиты и определения её чувствительности. Трансформаторы тока установленные в ячейке 10кВ ТПЛ-10К-400/5 с коэффициентом трансформации kт.т=80

Максимальная нагрузка линии 10кВ равна:

Рв=6263кВА; Qв=2668квар

Отсюда найдём полную нагрузку линии  S:

      _____    __________

S=√P2+Q2=√62632+26682=6808кВА.

Найдём ток Ip.max:

              _

Iр.max=S/√3 ∙Uном=6808/1,73 ∙10,5=375 А

Ток срабатывания максимальной токовой защиты от коротких замыканий определяем по формуле:

Iс.з =kнkс.пIp.max/ kв,

где  Iс.з- ток срабатывания защиты;

kн- коэффициент надёжности, для блока RЕҒ542+   kн=1,05;

kс.п -коэффициент самозапуска двигателей, при отсутствии резкопеременной нагрузки принимаемый 1,2-1,25;

kв –коэффициент возврата, для блока RЕҒ542+   kв=0,95;

Ip.max-максимальный расчетный ток защищаемого  участка с учётом нагрузки резервируемой линии.

Iс.з=1,05 ∙1,2 ∙375/0,95=497А

Найдем ток срабатывания реле Iс.р по формуле:

Iс.р= kсхIс.з/ kт.т=1 ∙497/80=6,2 А

По значению Iс.р. = 6,2 А выбираем каталожные значения тока уставки реле Iу.р.= 7 А и уточняем ток срабатывания защиты:

с.з = kт.тIур=80·7=560 А

После этого необходимо проверить защиту на чувствительность, которая будет обеспечена при  соблюдении следующих условий:

kч=Iк.min/с.з ≥1,5;

где  Iк.min- наименьший ток короткого замыкания в конце защищаемого участка.

Определим Iк.min линии 10кВ ПС «Жулдыз». Линия 10кВ выполнена медным кабелем сечением 240 мм2. Протяженность линии равна 4 км. Сопротивление провода будет равно, при xуд.=0,075 Ом /км и rуд=0,0747 Ом/км:

хл=4 ∙0,075=0,3 Ом

rл=4 ∙0,0747=0,3 Ом

Из раздела 7 Расчёт токов короткого замыкания общее сопротивление в точке К2:

          ________     ____________________________

Z∑2 =√ΣR2X2 =√( 0,12+0,003+0,55)2+(0,003+0,012)2=0,69 Ом.

Тогда общее сопротивление в конце линии:

          ____________________________________    

Z∑3 =√( 0,12+0,003+0,55+0,3)2+(0,003+0,012+0,3)2=1,02 Ом.

Найдем ток трёхфазного короткого замыкания:

I(3)к.з.3 =

kч=5950/560=10,6

Условие выполняется 10,6≥1,5

Расчёт МТЗ для остальных линий 10кВ производится аналогичным образом.

10 Дуговая защита КРУ

Значительную опасность для КРУ напряжением 6–10 кВ представляют внутренние короткие замыкания, сопровождаемые электрической дугой. Данная проблема усугубляется тем, что многие КРУ не оснащены полноценной быстродействующей защитой от дуговых КЗ или применяемая в них защита не отвечает современным требованиям. Поэтому для повышения надежности работы КРУ их стали оснащать быстродействующими защитами от внутренних дуговых КЗ.

В настоящее время ряд разработчиков и производителей предлагают для электроэнергетических и промышленных предприятий технические решения защиты от дуговых КЗ, реализующие в основном контроль параметров тока и светового потока.

Дуговое КЗ сопровождается как изменением параметров и характеристик электрической сети (ток, напряжение, сопротивление), так и существенным повышением температуры, давления, электропроводимости и теплового (светового) излучения внутри отсеков КРУ. Данные информационные признаки могут быть использованы в защите, которая должна отвечать следующим свойствам: высокое быстродействие, абсолютная селективность и высокая чувствительность. Основных способов распознавания дуговых КЗ два вида:

– Способы, основанные на контроле параметров и характеристик электрической цепи с дугой: спектрального состава тока или напряжения, модулей и аргументов фазных и симметричных составляющих токов и напряжений, уровней несимметрии токов или напряжений, сопротивлений или вольт-амперных характеристик короткозамкнутой цепи. Эти способы позволяют использовать традиционные для релейной защиты сигналы – токи и напряжения. Наряду с известными достоинствами в преобразовании и обработке токов и напряжений имеется и ряд недостатков, заключающихся в том, что данные признаки могут наблюдаться не только при внутренних дуговых КЗ, но и при внешних КЗ. Последнее затрудняет распознавание внутреннего повреждения, т.е. не позволяет выполнить защиту с абсолютной селективностью. Однако выполненные исследования показывают возможность информационного совершенствования дуговых защит и, как следствие, повышение распознаваемости рассматриваемых режимов.

– Способы, основанные на контроле параметров электрической дуги и сопутствующих ей явлений: температуры, давления, электрической проводимости окружающей среды (степени ионизации газов), излучения, оптических свойств среды, электромагнитного излучения. Они позволяют увеличить степень распознаваемости дуговых КЗ в КРУ. Влияние эксплуатационных режимов на функционирование защит, реализующих способы контроля этой группы, с учетом конструктивных особенностей КРУ минимально.
Достаточно простым техническим решением для защиты от дуговых КЗ является применение максимальной токовой защиты (МТЗ), положительными качествами которой являются простота, высокая элементная надежность и низкая стоимость. Ограничивающими факторами применения МТЗ являются относительная селективность и недостаточно высокое быстродействие из-за необходимости согласования с защитами смежных элементов.

Требованию абсолютной селективности отвечают токовые дифференциальные защиты и «логические защиты шин» (ЛЗШ) секций (на основе разрешающей МТЗ ввода и блокирующих МТЗ отходящих присоединений), в зону действия которых входят сборные шины и выключатели. «Мертвой» зоной этих защит являются отсеки измерительных трансформаторов тока (ТТ) и кабельной разделки – одни из наиболее вероятных мест повреждения. ЛЗШ может отказать в начальный период КЗ при наличии подпитки от мощных электродвигателей, что может быть исключено путем контроля направления мощности на данных присоединениях. Появление высших гармонических составляющих в напряжениях из-за нелинейности вольтамперной характеристики дуги может являться дополнительным информационным признаком, так же как и наличие симметричных составляющих обратной и нулевой последовательности токов и напряжений из-за неравенства длин столбов дуги и касания заземленных металлоконструкций.

Значительная часть энергии, подводимой к столбу электрической дуги, превращается в тепловую энергию. Для контроля температуры в ячейке могут быть использованы контактные и дистанционные методы, однако их применение ограничено из-за относительной сложности используемой аппаратуры и необходимости точного позиционирования датчика температуры по отношению к столбу дуги, положение которого заранее неизвестно.
Повышение давления, зависящего от энергии дугового КЗ, материала ошиновки, коэффициента заполнения отсека, длительности КЗ, также может являться одним из признаков рассматриваемого вида повреждения. Однако из-за негерметичности отсеков КРУ чувствительность защит, контролирующих приращение давления, также ограничена. Например, клапанные защиты устойчиво срабатывают только при токах более 3,5 кА и выше.
Контроль плотности заряженных частиц (электропроводности) возможен только при близких к столбу дуги расстояниях, а при удалении датчиков электропроводимости от столба дуги резко снижается чувствительность защиты. Мощность теплового излучения, в том числе и светового излучения, зависит от величины тока КЗ, на значение которого влияет сопротивление предвключенной системы и сопротивление столба дуги. Оценка чувствительности защит, использующих оптические датчики информации, показывает, что их чувствительность достаточна практически для всех типов КРУ, подключаемых к трансформаторам мощностью 2,5 МВА и выше.
Для защиты КРУ в настоящее время применяются устройства, реагирующие:

  •  на повышение давления на фронте ударной волны в начальный момент дугового КЗ (клапанная дуговая защита [19]);
  •  на повышение степени ионизации газов в канале дугового столба (защита антенного типа с дугоулавливающим электродом, устанавливаемым в шинных отсеках [19]);
  •  на появление излучения от дугового столба (защита на фототиристорах, фоторезисторах, фототранзисторах и фотодиодах [19], с волоконно-оптическими датчиками (ВОД) [19–21]).

Сравнение способов построения дуговых защит КРУ показывает, что наиболее перспективным с позиции получения максимального быстродействия при абсолютной селективности и минимальном количестве информационных признаков является способ контроля освещенности (светового потока) внутри отсеков [19].

Оптико-электрические дуговые защиты по типу используемых датчиков можно разделить на две группы: с полупроводниковыми фотодатчиками и с ВОД. Тип датчика определяет не только алгоритмы обработки информации, но и исполнение защит, которые можно классифицировать как индивидуальные и централизованные.

Централизованные защиты, как правило, предназначены для защиты секции или группы ячеек и не обеспечивают селективного выявления зоны повреждения. Оптические датчики, например полупроводниковые фотоприборы, соединяются параллельно, а ВОД включается в виде петли.
Индивидуальное исполнение защиты позволяет выполнить воздействие на выключатель поврежденной ячейки, обеспечить селективность действия защиты и выявить поврежденную зону.

Для повышения селективности централизованные защиты могут быть выполнены по централизованно-индивидуальному принципу, когда каждый датчик имеет свою зону наблюдения и ему присваивается определенный номер («имя»). При реализации индивидуальной защиты с помощью ВОД они выполняются в виде радиальных линий, соединяемых с центральным блоком обработки информации (ЦБОИ). При реализации датчиков на основе традиционных фотоприборов они также должны выполняться в виде радиальных линий или включаться параллельно, с передачей кодированной информации в центральный блок [19].

Система оперативного тока также существенным образом влияет на выполнение защиты. Эти особенности проявляются на подстанциях, где отсутствует оперативный постоянный ток, что вызывает необходимость питания устройств дуговой защиты от цепей переменного напряжения или переменного тока. В первом случае это требует использования накопителей энергии, обеспечивающих действие защиты при снижении напряжения при КЗ. Однако при включении вводного выключателя на КЗ, когда отсутствовало напряжение на шинах, это может привести к отказу защиты. Поэтому более предпочтительно выполнение блоков питания подобных защит от комбинированного блока питания, подключенного к цепям переменного напряжения и цепям переменного тока (например, к цепям измерительных трансформаторов тока).

Для повышения надежности работы практически все защиты осуществляют контроль, кроме светового потока, еще, по крайней мере, одного признака, характеризующего дуговое КЗ, – тока или напряжения. На это же направлена адаптация измерительных органов дуговой защиты к режиму защищаемой электроустановки и наличие канала торможения. При дуговом КЗ в смежной ячейке возможно освещение фотодатчиков защищаемой ячейки в результате многократных отражений светового потока. Ориентация тормозных датчиков в сторону смежной ячейки позволяет исключить неселективное действие защиты. Быстродействие рассматриваемых защит составляет единицы-десятки миллисекунд. При этом полное время отключения КРУ с учетом действия выключателя не должно превышать 0,1–0,15 с.

Индивидуальные устройства защиты представлены устройствами типа РДЗ, разработанными в ЮРГТУ, или типа УДЗ-1 фирмы «ЭЛОКС». При этом устройства РДЗ могут выполнять и функции централизованной защиты при подключении фотодатчиков параллельно друг другу.

Централизованные устройства представлены следующими типами защит: РДЗ-018 (ЮРГТУ), ОСДЗ («Энерготехника»), БССДЗ-01/02 («Промэлектроника»), ОВОД (ПРОЭЛ), REA-100 (ABB), ПД-01 (ALSTOM), ФВИП (НИИИТ). Указанные устройства отличаются как по типу используемого оптического датчика, линиям связи датчиков и измерительных органов, так и по элементной базе. В основном данные защиты предназначены для защиты одной или двух секций КРУ и воздействия на коммутационные аппараты питающих присоединений. Поэтому у них, как правило, отсутствует «выделение» поврежденной ячейки. Исключением являются защиты типов              РДЗ-018, ОВОД, REA-100.

Первая защита реализована в виде локальных датчиков сбора информации, размещаемых в защищаемых ячейках и соединенных с ЦБОИ. Вторая защита реализует принцип радиальных ВОЛС, идущих от ЦБОИ в защищаемые ячейки. В защите типа REA 100 также предусмотрена возможность подключения радиальных ВОЛС, выполняющих еще и функции датчика.
Для выбора путей дальнейшего совершенствования дуговых защит представляет интерес не только мнение научной общественности, разработчиков и производителей аппаратуры релейной защиты, но и специалистов, занятых в эксплуатации электроэнергетического оборудования. Учет их мнения во многих случаях является решающим, особенно в условиях рыночной экономики, когда выбор того или иного технического решения остается за потребителем данной продукции.

Большинство специалистов считают приемлемым время срабатывания защиты, не превышающее 50 мс (51% опрошенных), и лишь 21% считают необходимым уменьшить время срабатывания до 20 мс. Пятая часть экспертов готова эксплуатировать дуговую защиту со временем срабатывания, не превышающим половины (14%) и четверти (7%) периода промышленной частоты. Таким образом, подавляющая часть специалистов отдает предпочтение защитам с умеренным быстродействием, что объясняется известными проблемами помехоустойчивости сверхбыстродействующих защит и проблемами поиска повреждений после отключения, когда порой трудно найти следы повреждения.

Наибольшее затруднение (39%) вызвал вопрос оценки чувствительности ОЭДЗ, что связано с недостаточной информированностью специалистов об уровнях освещенности, создаваемой электрической дугой в электроустановках напряжением 6–10 кВ. Другая часть специалистов считает приемлемой чувствительность в диапазоне 100–1000 лк, что связано с опытом эксплуатации фототиристорной дуговой защиты с порогом срабатывания 900–1000 лк и определенными проблемами ее проверки от ламп накаливания или от фотовспышки. Снижение нижней границы порога срабатывания позволяет упростить возможность проверки и наладки ОЭДЗ от указанных источников.

В качестве дополнительного контролируемого признака большинство специалистов (87%) отдают предпочтение контролю тока по сравнению с контролем напряжения (13%). Также подавляющее число специалистов (86%) отдают предпочтение контактному выходному органу, и лишь 7% опрошенных согласны на использование выходного органа типа твердотельного реле.

Наиболее широкий спектр мнений выявился по выбору типа датчика. Четверть голосов набрали волоконно-оптические датчики и более половины (57%) голосов – традиционные датчики на основе фототиристора, фотодиода и фототранзистора. По 7% специалистов готовы эксплуатировать логическую защиту шин и защиту на основе датчиков давления. Только 4% опрошенных специалистов отдают предпочтение защите, контролирующей проводимость в шинном отсеке (защита антенного типа).

По следующему вопросу мнения специалистов разделились практически поровну: 46% отдают предпочтение ВОЛС и 54% – традиционным электрическим линиям связи.

Отмечены тенденции к готовности эксплуатации микропроцессорной элементной базы (25%). Однако такая же часть специалистов готова продолжать работать с электромеханической техникой. Лидирующее положение пока занимает микроэлектронная элементная база (45%).
Большинство специалистов (61%) выступают за отключение питающего присоединения (вводной выключатель или секционный выключатель) при повреждении в любой ячейке КРУ. Третья часть опрошенных предпочитает отключить выключатель поврежденного присоединения, несмотря на возможность усугубления аварии.

Дуговая защита КРУ должна строиться с учетом его конструктивных особенностей и типов коммутационных аппаратов. Для этого необходимо выделить как особые элементы распредустройства, к которым относятся ячейки вводного выключателя, ячейка секционного выключателя, особые зоны (отсеки) ячеек КРУ: отсек шинного моста, отсеки высоковольтных выключателей, трансформатора напряжения и т.д. Такое деление КРУ на зоны позволит наиболее оптимально выполнять воздействия на коммутационные аппараты с минимизацией объемов повреждений. При КЗ в особых элементах требуется отключение секции без выдержки времени, а при КЗ в особых зонах, например, в отсеках измерительных трансформаторов тока, кабельной разделки и проходных изоляторов возможно отключение только поврежденной ячейки, например, при использовании вакуумных выключателей.

Горение дуги в ячейке вводного выключателя требует воздействия на отключение не только секционного выключателя, но и выключателя со стороны высшего напряжения силового трансформатора. Повреждение же секционного выключателя требует отключения вводных выключателей. С учетом вышеизложенного защита должна обеспечивать селективное выявление дуговых коротких замыканий в ячейках и их отсеках.

Существует также и другой подход в построении дуговой защиты КРУ, согласно которому любое КЗ в КРУ должно отключаться вводным выключателем, что приводит к «погашению» секции. Такой подход упрощает реализацию защиты и допускает объединение датчиков, например, позволяет выполнять оптико-электрический датчик единым, что имеет место при использовании ВОЛС, соединенной в «петлю». При реализации защиты по первому варианту возможно объединение ОЭДЗ и устройств, воздействующих на одни и те же выключатели.

Таким образом, отмечается тенденция готовности производителей КРУ и эксплуатирующих организаций к использованию оптико-электрических дуговых защит, обеспечивающих контроль тока и светового потока. Ранее специалисты более осторожно относились к применению подобных защит. Вместе с тем можно отметить, что возможности защит с контролем токов и напряжений не в полной мере использованы из-за ограниченного набора информационных признаков в защитах на электромеханической и микроэлектронной элементной базе.

Применение микропроцессорной техники снимает проблему сложности алгоритмов и объемов обрабатываемой информации, что позволяет вернуться к вопросам построения быстродействующих и селективных защит с традиционными датчиками информации (трансформаторами тока и напряжения). Выполнение более совершенной защиты от замыканий на землю, обеспечивающей выявление повреждений не только на кабельных или воздушных линиях, но и внутри КРУ, позволит не допустить развития в междуфазные дуговые КЗ.

Разумное сочетание ОЭДЗ и защит с контролем токов и напряжений позволит повысить надежность защит и обеспечить резервирование.

Устройство дуговой защиты ОВОД-М (обнаружитель на основе волоконно-оптических датчиков) предназначено для защиты шкафов комплектных распредустройств электрических подстанций 6 - 35кВ при возникновении коротких замыканий, сопровождаемых открытой электрической дугой. Оптические датчики, установленные в отсеках шкафов и имеющие практически круговую диаграмму направленности, фиксируют световую вспышку от электрической дуги и передают ее по оптическому волокну в блок детектирования света устройства. При этом устройство дуговой защиты формирует сигнал на отключение высокого напряжения от распредустройства, тем самым защищая оборудование от разрушения.

Для повышения селективности ОВОД-М применяется совместно с измерительными органами тока - МТЗ без выдержки времени или напряжения - ЗМН (защиты минимального напряжения) без выдержки времени.

Устройство ОВОД-М является устройством защиты радиального типа. Применение такого метода построения защиты позволяет быстро определить место повреждения и сделать более гибкой логику работы устройства совместно с РЗА распредустройства.

ОВОД-М устанавливается в релейных отсеках КРУ или в любом месте помещения для КРУ. Место установки устройства практически не ограничивается длиной оптического кабеля волоконно-оптических датчиков.

Состав устройства дуговой защиты ОВОД-М приведен в таблице 1.

Таблица 10.1- Состав устройства дуговой защиты ОВОД-М

Наименование

Количество

Волоконно-оптический датчик (ВОД) с оптическим кабелем

34

Блок детектирования света и тестирования (БДСТ)

9

Блок микроконтроллера

1

Блок дискретных входов

1

Блок дискретных выходов

1

Блок питания

1

Шкаф с блоком индикации и управления

1

Угольник для крепления ВОД*

34

 

В каждом БДСТ (кроме девятого) находятся четыре схемы преобразования светового потока от дуги в электрический сигнал. В девятом блоке расположены две схемы детектирования света и два оптических приемопередатчика для организации сети передачи информации о состоянии устройств дуговой защиты на ПЭВМ.

Подключение внешних электрических цепей от схемы РЗА к выходным клеммам устройства осуществляется с помощью электрических проводов сечением не более 2,5мм2.

ВОД, имеющие различную длину и установленные в различных ячейках секции КРУ, фиксируют вспышку света от дугового разряда и передают ее по волоконно-оптическому кабелю к блокам детектирования света.

ВОД представляет собой приемник оптического излучения на основе двухлинзовой оптической системы (объектива), обеспечивающей угол захвата, близкий к 5 рад. ВОД соединен двухволоконным оптическим к блоку детектирования света и тестирования.

В зоне действия дуги находится только объектив ВОД, а само устройство дуговой защиты устанавливается в релейном отсеке секции КРУ или в любом месте релейного зала. Поэтому длина оптического кабеля ВОД выбирается исходя из привязки к объекту защиты.

Световой поток от электрической дуги принимается в ближнем инфракрасном диапазоне, что позволяет сохранять работоспособность при оседании на ВОД пыли и сажи.

В БДСТ световой сигнал от электрической дуги, зарегистрированный с помощью объектива ВОД и переданный в БДСТ по оптическому кабелю, преобразуется в электрический. Затем, сигнал усиливается и сравнивается с опорным напряжением. Опорное напряжение выбрано таким образом, чтобы устройство дуговой защиты активизировало выход на отключение при мощности светового потока, вызываемого электрической дугой с током короткого замыкания 300А. Переключателями S1 и S2 можно снизить чувствительность устройства в 2 или 4 раза.

В БДСТ проводится постоянное тестирование на предмет целостности объектива и оптического кабеля ВОД и исправности электронной схемы. Тестирующий импульс от микроконтроллера поступает на вход оптического передатчика, где преобразуется в оптический импульс и вводится в оптическое волокно. Отраженный от линзы сигнал принимается оптическим приемником. Информация о принятом импульсе с различных узлов электронной схемы БДСТ поступает на вход микроконтроллера. Микроконтроллер по отсутствию или наличию этих импульсов принимает решение об исправности или неисправности каждого направления регистрации электрической дуги и определяет вид неисправности: обрыв ВОК или неисправность электронного тракта датчика.

Сигнал активизации выхода на отключение может разрешаться (блокироваться) сигналами от схемы РЗА КРУ. Такими сигналами могут быть  сигналы  от  максимальной токовой  защиты  (без  выдержки времени) или от пускового органа защиты минимального напряжения первой ступени.

Блок дискретных входов принимает решение о наличии или отсутствии любого из этих сигналов, а также гальванически изолирует цепи электронной схемы устройства дуговой защиты от цепи оперативного тока. Для блокировки используется “сухой” контакт блокирующего элемента.

В блоке дискретных входов установлены схемы формирования выходных сигналов сигнализации дискретными сигналами (выходные реле): индикация срабатывания и неисправность устройства дуговой защиты.

Блок дискретных выходов обеспечивает логику работы устройства дуговой защиты совместно с РЗА распредустройства и формирует сигналы на отключение выключателей и запрет действия схем автоматического повтора включения (АПВ) и автоматического включения резерва (АВР) с помощью выходных реле (сухие контакты).

Блок имеет пять входов “срабатывание” от пяти групп датчиков. Датчики разделяются на группы в зависимости от места установки: шкаф ввода напряжения питания, шкафы обходящих линий и шинные мосты, шкаф секционного выключателя. Сигнал срабатывания от каждой из этих групп датчиков блокируется соответствующим сигналом от МТЗ или ЗМН. В зависимости от места возникновения электрической дуги формируется сигнал на отключение соответствующего выключателя с помощью логической схемы. При этом блокируется действие АПВ соответствующего выключателя и формируется сигнал запрет АВР.

Блокирование действия дуговой защиты на отключение сигналами МТЗ или ЗМН может быть снято с помощью переключателя.

При отказе выключателя шкафа, предназначенного для ввода напряжения питания, схемой УРОВ формируется сигнал на отключение вышестоящего выключателя. Критерием действия схемы УРОВ является длительность сигнала МТЗ или ЗМН. Уставка длительности сигнала, при которой УРОВ не действует, устанавливается дискретно с помощью переключателей в блоке микроконтроллера и составляет 150 мс, 200 мс и З00 мс соответственно.

С помощью микроконтроллера осуществляется постоянный контроль работоспособности каждого из пяти каналов отключения, кроме выходных реле. Работоспособность выходных реле можно проверить при проведении регламентных работ, переведя переключатель “Тестирование” в положение “Вкл.” Действие системы автоматического контроля работоспособности дуговой защиты замедляется, и время тестирования одного датчика и канала на отключение составит 2с.

Микроконтроллер управляет работой всего устройства дуговой защиты. По сигналу с БДСТ о том, что какой-либо из датчиков зарегистрировал появление электрической дуги, микроконтроллер прерывает программу тестирования устройства дуговой защиты и запускает программу определения номера датчика, зафиксировавшего электрическую дугу, и активизации соответствующего выхода срабатывания импульсным сигналом с длительностью примерно 350мс. Вспомогательные сигналы (запрет АПВ и АВР, неисправность и индикация срабатывания) выдаются постоянным уровнем и поступают на входы блоков дискретных входов и выходов. Сигнал “неисправность” снимается после устранении неисправности в устройстве дуговой защиты, а остальные сигналы - кнопкой “Сброс” на передней панели.

Информация о текущем состоянии устройства дуговой защиты выводится на индикаторные устройства на передней панели, и записываются в энергонезависимую память для ее сохранения при снятии оперативного тока. При последующей подаче оперативного тока устройство дуговой защиты возвращается в исходное состояние, соответствующее информации, записанной в энергонезависимой памяти.

Через последовательный порт RS232 информация о текущем состоянии устройства дуговой защиты поступает во внешнюю цепь.

Блок индикации и управления предназначен для индикации текущего состояния устройства дуговой защиты и управления с помощью клавиатуры режимами работы устройства.

Индикация номера датчика и номера выхода отключения осуществляется двухразрядным семисигментным индикатором. Остальная индикация производится индикаторными светодиодами зеленого или красного свечения.

Управление индикацией, сброс индикации и выходных сигналов, а также ввод или вывод датчиков в исходное состояние осуществляется кнопками без фиксации. Ввод или вывод блокировки, тестирование и разрешение ввода или вывода датчиков разрешается с помощью переключателей замкового типа.

Устройство ОВОД-М обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:

в зоне действия электрической дуги находятся только пассивные компоненты (объектив ВОД и волоконно-оптический кабель), обладающие абсолютной невосприимчивостью к электромагнитным помехам;

определение отсека шкафа или ячейки, в которых возникла открытая электрическая дуга;

для повышения селективности блокируется внешним сигналом о наличии тока короткого замыкания от схем МТЗ или ЗМН;

совместно с РЗА распредустройства обеспечивает гибкую логику работы устройства;

логика работы устройства формируется по заданию заказчика или   проектной организации;

формирует выходные сигналы отключения в соответствии с заданной логикой работы устройства;

формирует сигналы запрета АПВ и АВР;

включение функции резервного отключения вышестоящего выключателя при отказе выключателя ввода напряжения по длительности сигнала от МТЗ или ЗМН;

непрерывный самоконтроль исправной работы ВОД, блоков детектирования света и электронных компонентов в цепях формирования сигналов отключения;

защиту: от ложных срабатываний при освещении лампой мощностью 60Вт с расстояния 3 см; от солнечных лучей; при выходе из строя электронных компонентов в цепи формирования сигнала отключения;

проверку функционирования ВОД и всего устройства при помощи встроенных в БДСТ светоизлучателей при проведении пуско-наладочных и регламентных работ;

сохранение работоспособности в течение 1с с момента пропадания оперативного тока;

сохранение работоспособности при появлении сажи и пыли на линзе ВОД;

хранение информации о текущем состоянии устройства дуговой защиты при пропадании оперативного тока и восстанавливает ее после подачи напряжения питания (время хранения не ограничено);

включение\выключение любого количества ВОД;

формирование выходных сигналов неисправности, отключения и пропадания напряжения питания оперативного тока;

обеспечивает гальваническую развязку всех входов и выходов, включая питание, для реализации высокой помехозащищенности;

обеспечивает высокое сопротивление и прочность изоляции входов и выходов относительно корпуса и между собой для повышения устойчивости устройства к перенапряжениям, возникающим во вторичных цепях КРУ;

предполагает установку устройства в любом месте помещения КРУ;

передачу информации на компьютер или в АСУ;

минимум   затрат при  быстром   и  простом   монтаже   устройства   без внесения изменений в конструкцию КРУ.

Устройство дуговой защиты ОВОД-М формирует следующую индикацию состояния:

цифровую  индикацию номера датчика, обнаружившего электрическую дугу, и номер активизированного выхода отключения;

цифровую индикацию номера неисправного ВОД или номер неисправного выхода отключения;

цифровую индикацию номера выведенного датчика;

выбор   вида   индикации   цифрового   индикатора   -   горит  зеленый светодиод напротив надписи вида цифровой индикации;

включения   цепи   напряжения   питания   оперативного   тока   -   горит светодиод зеленого цвета;

срабатывание устройства дуговой защиты - горит светодиод красного цвета;

обрыв ВОК датчика - горит красный светодиод;

неисправность датчика - горит светодиод красного цвета;

неисправность   выхода   отключения   -   горит   светодиод   красного цвета;

обрыв ВОК линии связи - горит светодиод красного цвета;

наличие выведенных датчиков - горит светодиод красного цвета;

блокировка  введена - горит светодиод зеленого цвета;

тестирование - горит светодиод зеленого цвета;

ввод/вывод датчиков - горит светодиод зеленого цвета.

Таблица 10.2 - Время срабатывания

Время срабатывания без блокировки

5мс

Время   срабатывания   при   блокировании МТЗ или ЗМН (без выдержки времени)

5мс + Тмтз

Устройство не срабатывает ложно и не повреждается:

при снятии и подаче оперативного тока, а также при перерывах питания   любой длительности с последующим восстановлением;

при подаче напряжения оперативного тока обратной полярности;

при замыкании на землю цепей оперативного тока;

от внешней засветки.

Включение устройства  ОВОД-М для защиты четырех секций КРУ электрической подстанции

Для защиты четырех секций КРУ электрической подстанции необходимо четыре устройства дуговой защиты, каждое из которых защищает свою секцию. Датчики в данном случае сгруппированы в три группы. Первая группа защищает шкаф ввода напряжения питания, вторая - шкафы отходящих линий и шинные мосты, третья - шкаф секционного выключателя.

Состав первой группы зависит от конструктивного исполнения ввода напряжения питания и от конструкции шкафа ввода. Для шкафов типа серии    К - XII первая группа формируется из двух датчиков, установленных в отсеке со стороны ввода напряжения питания и в отсеке со стороны сборных шин. Сигнал блокировки по току для этих датчиков (МТЗ-1) берется с трансформатора тока выключателя 110кВ. Сигнал “Отключение 1” действует на схему отключения выключателя, отключающего высокое напряжение. Одновременно активируется сигнал “Запрет АПВ” этого выключателя. Для шкафов типа К - 104М, К -204М, отсеки в которых отделены наглухо, к первой группе можно отнести только датчик, установленный в отсеке со стороны ввода высокого напряжения.

В состав второй группы датчиков входят датчики, защищающие шкафы отходящих линий, отсеки сборных шин и для шкафов типа К -104М (и им подобных), отсеки шкафов ввода напряжения питания и секционного выключателя со стороны отсека сборных шин. Если питание подается со стороны ввода напряжения питания, то сигнал “Срабатывание 2” блокируется сигналом от схемы МТЗ с трансформатора тока шкафа ввода рабочего напряжения (МТЗ-2) и действует на схему отключения выключателя, установленного в шкафу рабочего ввода. Одновременно инициируется сигнал “Запрет АПВ” выключателя ввода и “Запрет АВР” на секционный выключатель. При питании со стороны секционного выключателя сигнал “ Срабатывание 2” блокируется сигналом от схемы МТЗ с трансформатора тока секционного выключателя (МТЗ-3) и выход “Отключение 3” действует на схему отключения секционного выключателя.

Третья группа датчиков предназначена для защиты шкафа секционного выключателя. Для защиты шкафов типа К - XII (и им подобных) в третьей группе используется два датчика, а для шкафов типа К - 104 (и им подобных) - один датчик, установленный в отсеке шкафа со стороны второй секции. Сигнал “Срабатывание 3” блокируется сигналом от схемы МТЗ с трансформатора тока шкафа рабочего ввода первой секции (МТЗ - 2), если питание подаётся с этой стороны, и действует на схему отключения выключателя ввода первой секции. Одновременно запрещается действие АПВ этого выключателя. Если питание подается со стороны второй секции, то сигнал “Срабатывание 3” блокируется сигналом от схемы МТЗ с трансформатора тока шкафа рабочего ввода второй секции (МТЗ-4), и выход “Отключение 4” действует на схему отключения выключателя ввода этого шкафа. Одновременно запрещается действие АПВ этого выключателя.

11  Охрана труда

11.1 Техника безопасности

Проект подстанции выполнен в соответствии с требованиями строи-тельных норм и правил, противопожарных и взрывобезопасных норм проек-тирования зданий и сооружений, что обеспечивает безопасное обслуживание электроустановок, зданий и сооружений подстанции.

Принятые компоновочные, конструктивные, защитные решения и ме-роприятия определяются действующими «Нормами технологического проектирования ПС с высшим напряжением 35-750 кВ», которые разработаны с соблюдением «Правил устройств электроустановок».

Надежная, безопасная и рациональная эксплуатация ПС может обеспе-чиваться только при неукоснительном выполнении действующих норм и правил, регламентирующих безопасное обслуживание устройств и оборудо-вания, с соблюдением «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок».

Для исключения ошибочных действий персонала при производстве оперативных переключений в распределительном устройстве на ПС преду-смотрена электромагнитная блокировка разъединителей и высоковольтных выключателей.

Безопасность персонала в зоне обслуживания электроустановок и за ее пределами в зоне влияния всей ПС от импульсных токов с молниеотводов и ограничителей перенапряжения, при работе защиты от замыкания на землю, при повреждении изоляции обеспечивается заземляющим устройством ПС.

Электробезопасность на ПС обеспечивается путем применения сле-дующих мероприятий:

надлежащей изоляции;

соответствующих разрывов до токоведущих частей;

защитных ограждений;

заземляющего устройства;

предупредительной сигнализации, надписей и плакатов;

индивидуальных и групповых защитных средств.

На ПС «Жулдыз» для производства оперативных переключений предусмотрен  постоянный дежурный персонал. Оперативные переключения выполняются  по специально составленным бланкам переключений, в которых перечислен порядок выполнения операций с коммутационными аппаратами. Оперативные переключения производятся с разрешения дежурного диспетчера предприятия после проверки бланка  переключения.

Заземляющее устройство (ЗУ) запроектировано по норме на допусти-
мую величину сопротивления. Наружный контур ЗУ предусматривается из
стальной полосы сечением 40x4, вертикальные электроды предусматривают-
ся из круглой стали диаметром 16 мм. Внутренняя сеть заземления преду-
сматривается из стальной полосы сечением 30x4, прокладываемой по стенам
помещений и соединенной с наружным контуром ЗУ.

Для обеспечения нормальных условий труда на ПС предусматривается:

компоновка РУ и трансформаторов, обеспечивающая возможность применения при ремонтах и эксплуатационном обслуживании кранов, инвентарных устройств малой механизации;

вспомогательные помещения для ремонтного персонала и персонала службы релейной защиты;

установка систем вытяжной вентиляции;

рабочее, аварийное и ремонтное освещение.

11.2 Противопожарные мероприятия

Здание относится ко II степени по огнестойкости. Помещения здания ПС относятся к производствам по пожарной опасности к категории «В», «Г» и «Д», в соответствии с которыми выполняются противопожарные требования (СН РК В.3.1-98 и СНиП 2.01.02-85).

Кровля - оцинкованный профнастил по стальному каркасу.

Подземный маслосборник емкостью 130 м3, служащий для сбора ава-рийного масла и избыточной воды при пожаротушении, выполняется заглуб-ленного типа в монолитном железобетоне и перекрывается сборными желе-зобетонными плитами.

Предусмотрена система пожарной сигнализации на базе прибора при-емно-контрольного пожарно-охранного типа «Гранит-24».

На подстанции предусматривается наружное, внутреннее пожаротушение.

Сеть противопожарного водопровода принята кольцевой с установкой резервуаров водозапаса и насосной станции.

Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждении трансформаторов выполняется сеть маслоотводов со сбросом масла в закрытый маслосборник, рассчитанный на задержание полного объ-ема масла одного трансформатора и расчетного объема воды от пожаротушения.

Маслоотводы выполняются из асбестоцементных труб диаметром 300мм.

Тушение пожара предусматривается местной пожарной командой и аварийными выездными бригадами.

Предусмотрена система пожарнои сигнализации на базе прибора при-емно-контрольного пожарно-охранного типа «Гранит-24».

На подстанции расположены 2 щита с противопожарным инвентарём (ведро, багор, лом и т. д.). Имеется ёмкость с песком для тушения мелких очагов пожара. В ЗРУ-10кВ в специально отведённых местах предусмотрена установка углекислотных огнетушителей марки ОУ-25.

11.3 Производственная санитария

В помещениях РУ и КРУЭ для поддержания нормируемых температур внутреннего воздуха, предусматривается система электрического отопления. В трансформаторных камерах для удаления теплоизбытков от работающих трансформаторов монтируются приточно-вытяжные установки: приток воздуха механический, вытяжка естественная. В помещениях РУ-10кВ предусматривается аварийная вытяжная вентиляция, рассчитанная на 5-ти кратный воздухообмен, в помещении КРУЭ -аварийная вытяжная вентиляция. В помещениях аккумуляторной, электрощитовой и помешении щита переменного тока - вентиляция естественная через вытяжной воздуховод. В остальных помещениях вентиляция - естественная через фрамуги.

Дымоудаление из камер трансформаторов производится через отверстия между шумоглушителями. При необходимости, окончательное удаление дыма производится включением вручную вентиляторов на притоке.

Для создания нормальных метеорологических условий в служебных помещениях и помещении аппаратуры связи устанавливаются бытовые кон-диционеры - сплит.

11.4 Расчёт заземления подстанции

Требования, предъявляемые ПУЭ  к заземлениям электроустановки, зависят от режима  нейтрали сети, в которой  работает установка.

В эффективно-заземленной сети ток однофазного КЗ достигает десятков килоампер с длительностью протекания, определяемой временем срабатывания основной релейной защиты (t ≤ 0,15). В незаземленной сети этот ток изменяется от единиц  до десятков ампер, но может протекать длительное время. В соответствии с различными значениями тока и его длительности к сопротивлению защитного заземления предъявляются различные требования.

Заземляющие устройства электроустановок напряжением свыше 1000 В с эффективно-заземленной нейтралью выполняются с соблюдением требований либо к их сопротивлению, либо к напряжению прикосновения, а также к конструкции и к ограничению напряжения на заземляющем устройстве.

Напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на землю не должно превышать 10 кВ. Напряжение выше 10 кВ допускается на заземляющих устройствах, вынос потенциалов с которых за пределы зданий и внешних ограждений  электроустановки исключен.

Заземляющее устройство, которое  выполняется с соблюдением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время  года  сопротивление не более 0,5 Ом, включая сопротивление естественных заземлителей.

Размещение искусственных заземлителей производится таким образом, чтобы достичь равномерного распределения электрического потенциала на площади, занятой электрооборудованием. Для этой цели на территории ПС прокладываются заземляющие полосы на глубине 0,5 - 0,7 м вдоль рядов оборудования и в поперечном направлении, т.е. образуется заземляющая сетка, к которой присоединяется заземляемое оборудование.

Составляем предварительную схему заземления, приняв контурный тип заземления, то есть в виде сетки из горизонтальных полосовых и вертикальных стержневых электродов длиной lв = 5 м. Вертикальные электроды размещены по периметру подстанции.

Размеры подстанции «Жулдыз» напряжением 110/10 кВ:

-длина (а) – 36 м;

-ширина (в) – 30 м.

Подстанция понижающая, имеет два трансформатора 110/10 кВ с эффективно заземленной нейтралью со стороны 110 кВ; для питания собственных нужд имеются два ТСН 10/0,4 кВ с глухозаземленной нейтралью со стороны низкого напряжения; РУ 110 и 10 кВ – закрытого типа.

Заземляющее устройство (ЗУ) запроектировано по норме на допусти-
мую величину сопротивления. Наружный контур ЗУ предусматривается из
стальной полосы сечением 40x4 мм, вертикальные электроды предусматриваются из круглой стали диаметром 16 мм
длиной lв = 5 м, глубина погружения электродов в землю t = 0,8 м. Внутренняя сеть заземления предусматривается из стальной полосы сечением 30x4, прокладываемой по стенам помещений и соединенной с наружным контуром ЗУ.

По данным службы ГЭС г. Астаны расчётное удельное сопротивление верхнего и нижнего слоев земли: суглинок ρ1 = 120 Ом· м, глина 50 Ом· м. Толщина верхнего слоя земли h1=1 м,

Сопротивление заземлителя растекания тока R3 согласно требованиям ПУЭ должно быть не более 0,5 Ом.

Составляем предварительную схему заземлителя и наносим её на план подстанции, приняв контурный (распределённый) тип заземлителя, т.е. в виде сетки из горизонтальных полосовых и вертикальных стержневых электродов. Вертикальные электроды размещаем по периметру заземлителя (рисунок 11.1).

По предварительной схеме определяем суммарную длину горизонтальных и количество вертикальных электродов : Lг=582 м;                n = 26 шт.

Составляем расчетную модель заземлителя в виде квадратной сетки площадью S = 1512 м2. Длина одной стороны её будет  

Определим количество ячеек на одной стороне модели:

m =

Принимаем m = 7.

Уточняем суммарную длину горизонтальных электродов:

Длина стороны ячейки в модели:

Рисунок 11.1 - К расчёту сложного заземлителя в двухслойной земле

Расстояние между вертикальными электродами:

Суммарная длина вертикальных электродов:

Относительная глубина погружения в землю вертикальных электродов:

Относительная длина определяется по выражению:

где lотн - относительная длина верхней части вертикального электрода, т. е. части, находящейся в верхнем слое земли, м;

hв- толщина верхнего слоя земли, м.

Расчётное эквивалентное удельное сопротивление грунта ρэ , определяем по: ;

Предварительно находим значения ρ12 и к :

ρ12 = 120/50=2,4

Поскольку 1<ρ12<10, значение к находим по формуле :

к=

Теперь определяем ρэ, по формуле приведенной выше.

ρэ=Ом·м.

 Определяем рассчетное сопротивление R рассматриваемого искусственного заземлителя:

где А – поправочный коэффициент, определяемый по формуле:

А = 0,385-0,25 · tотн – при 0,1 ≤ tотн ≤ 0,5;

А = 0,385 – 0,25 · 0,15 = 0,34.

Тогда

R =  Ом.

Следовательно, искусственный заземлитель подстанции должен быть выполнен из горизонтальных, пересекающихся полосовых электродов сечением 4х40 мм общей длиной не менее 624 м и вертикальных стержневых электродов в количестве не менее 26 штук диаметром 16 мм, длиной по 5 м, размещенных по периметру заземлителя по возможности равномерно, глубина погружения электродов в землю – 0,8 м.

При этих условиях сопротивление искусственного заземлителя будет не более 0,5 Ом.

Расчетное значение сопротивления заземлителя R = 0,49 Ом удовлетворяет требованиям ПУЭ.

11.5 Молниезащита подстанции

Защита здания ПС от прямых ударов молнии осуществляется с помощью металлической кровли, присоединяемой к общему контуру заземления ПС восемью спусками.

11.6 Проверка указателей высокого напряжения

Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок предписывают индицировать напряжение с помощью указателя, исправность которого перед применением должна быть проверена на токоведущих частях, заведомо находящихся под напряжением, или с помощью специального прибора. Необходимость применения такого прибора возникает при работах на подстанциях с одним питающим вводом, на трассах кабелей при вскрытии муфт, на одиночных воздушных линиях, на кабелях электродвигателей и др.

Конструкция прибора должна обеспечивать проверку указателей напряжения, работающих на принципе протекания емкостного тока (УВН-10, УВН-80, УВН-90), а также на принципе электростатической индукции (УВНБ).

Ранее в связи с отсутствием таких приборов промышленного изготовления в практике применялись самодельные конструкции разных типов. Приборы были основаны на преобразовании малого напряжения источника постоянного тока в высокое напряжение переменного тока повышенной частоты с помощью схемы, содержащей искровой прерыватель (типа «Зуммер») и повышающий трансформатор (или специальную обмотку на общем магнитопроводе). При однополюсном контакте указателя с таким прибором цепь питания неоновой лампы указателя замыкается через емкостные связи «прибор — оператор — указатель».

Опыт показал, что приборы с искровым прерывателем не отличаются достаточной надежностью и электробезопасностью. В некоторых самодельных конструкциях напряжение на выходе поднималось до неоправданно больших значений (до 20кВ при использовании бобин от систем зажигания автомобилей и мотоциклов).

Основной дефект — подгорание и выход из строя контактов реле, не предназначенных для работы в режиме зуммера.

Мосэнерго была поставлена задача создать промышленный образец прибора, соответствующего следующим основным требованиям:

портативность (масса и габариты, удобные для переноски в кармане);

напряжение переменного тока на выходе 600—700 В;

напряжение источника питания 3,5—4,5 В;

емкость источника питания 0,25—0,5 А·ч;

частота выходного напряжения должна обеспечивать свечение лампы  проверяемого указателя при его однополюсном подключении к прибору (при наличии естественных емкостных связей);

прибор должен быть электробезопасным.

При разработке прибора была применена схема транзисторного преобразователя напряжения, работающего на принципе автогенератора (генератора электрических колебаний с самовозбуждением с индуктивной обратной связью). Напряжение источника постоянного тока в таких системах, работающих по однотактной или двухтактной схеме, преобразуется в напряжение переменного тока с помощью транзисторов, используемых в ключевом режиме (открыт —закрыт). Полученное переменное напряжение определенной частоты трансформируется до необходимого значения.

Были разработаны приборы двух типов: ППУ-1, работающий по однотактной схеме; ППУ-2, работающий по двухтактной схеме.

В качестве источников питания в приборах обоих типов были применены батареи типа КБС-0,5 либо малогабаритные аккумуляторы типа Д-0,25 (4 шт.) со встроенным подзарядным устройством от сети 220 В.

Серийно выпускаемый прибор ППУ укомплектован аккумуляторами Д-0,25 с подзарядным устройством.

Прибор смонтирован в изолирующем корпусе из ударопрочного полистирола и имеет систему блокировки, обеспечивающую удобство пользования и безопасность. При проверке крючок указателя вводится в отверстие в корпусе, при нажатии (в направлении стрелки) он, касаясь пластины ввода высокого напряжения, одновременно включает микропереключатель источника питания.

Технические характеристики ППУ-2:

Напряжение источника питания - 3,5 - 4,5 В

Напряжение на выходе - 600-800 В

Частота  выходного напряжения – 16 - 20 кГц

Потребляемый ток - Не более 50 мА  

Габариты - 114x72x40 мм     

Масса - 0,23 кг    

12  Эксплуатация электрооборудования  

В АО «Городские электрические сети» организованы техническое обслуживание, планово-предупредительные ремонты, капитальные ремонты, модернизация и реконструкция оборудования, зданий, сооружений и коммуникаций энергоустановок.

Ответственность за организацию технического обслуживания, планово- предупредительных ремонтов, модернизацию и реконструкцию энергоустановок возложена на руководство предприятия.

Объём технического обслуживания и  планово- предупредительных ремонтов определяется необходимостью поддержания работоспособного состояния энергоустановок, периодического их восстановления и приведения в соответствие с меняющимися условиями работы.

На все виды ремонтов оборудования, зданий и сооружений предприятия составляются перспективные годовые и месячные графики:

  1.  техническое обслуживание - в предзимний и предлетний период;
  2.  планово-предупредительные ремонты - 1 раз в 2 года или 1 раз в межремонтный период;
  3.  капитальные ремонты - 1 раз в 6-8 лет.

Графики ремонтов оборудования и сооружений, влияющие на изменение объёмов производства или условий передачи электроэнергии утверждаются вышестоящими органами управления.

В АО «Городские электрические сети» разрабатываются долгосрочные планы технического перевооружения и реконструкции подстанций и сетей.

Периодичность и продолжительность всех видов ремонта, а также продолжительность ежегодного простоя оборудования в ремонте устанавливаются нормативно-техническими документами.

Увеличение или уменьшение периодичности и увеличение продолжительности ремонта по сравнению с нормативными,  в зависимости от состояния оборудования и объёма проведения сверхтиповых работ допускается только по разрешению вышестоящих органов управления при соответствующем техническом обосновании.

При уменьшении межремонтного периода разрабатываются и представляются на рассмотрение вышестоящего органа управления мероприятия по доведению межремонтного периода до нормативного.

Организация ремонтного производства, технология ремонтных работ, порядок подготовки и вывода в ремонт, а также приёмки и оценки состояния отремонтированного оборудования, зданий и сооружений соответствуют "Правилам организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей".

Перед началом ремонтных работ выявляются все дефекты  и устанавливаются критерии, которым должно соответствовать отремонтированное оборудование, здание или сооружение.

Вывод оборудования, зданий и сооружений в ремонт и ввод их в работу производятся по диспетчерским заявкам.

Оборудование подстанций и электрических сетей, прошедшее капитальный и средний ремонт, подлежит приёмо-сдаточным испытаниям под нагрузкой в течении 48 часов.

Предприятием ведётся систематический учёт технико-экономических показателей ремонтного обслуживания оборудования, зданий и сооружений и на базе их анализа разрабатываются организационно-технические мероприятия по улучшению этих показателей.

На предприятии оборудованы мастерские и ремонтные площадки в производственных помещениях.

Энергоустановки оснащаются стационарными и передвижными подъёмно-транспортными средствами, такелажными приспособлениями, инструментом и средствами механизации ремонтных работ.

Ремонтные подразделения предприятия укомплектовываются технологической документацией, инструментом, средствами производства специальных ремонтных работ, обеспечиваются запасными частями, материалами и обменным фондом арматуры, узлов и оборудования в соответствии с действующими нормами.

Запасные оборудование и узлы однотипных агрегатов находятся в централизованном запасе предприятия. Организован учёт всех имеющихся на складе, в цехах или на участках предприятия запасных частей и запасного оборудования, их состояние периодически проверяется.

На базах хранения запасных частей и запасного оборудования обеспечивается их сохранность и систематическое пополнение. Оборудование, запасные части, узлы и материалы, сохранность которых нарушается под действием внешних атмосферных условий, хранятся в закрытых складах.

В помещениях РУ двери, окна должны быть всегда закрыты, а проемы в перегородках между аппаратами, содержащими масло, заделаны. Все отверстия в местах прохождения кабеля уплотняются. Для предотвращения попадания животных и птиц все отверстия и проемы в наружных стенах помещений заделываются или закрываются сетками с размером ячейки (1x1) см.

Токоведущие части пускорегулирующих аппаратов и аппаратов защиты должны быть ограждены от случайных прикосновений. В специальных помещениях (электромашинных, щитовых, станций управления и т.п.) допускается открытая установка аппаратов без защитных кожухов.

Все РУ (щиты, сборки и т.д.), установленные вне электропомещений, должны иметь запирающие устройства, препятствующие доступу в них работников неэлектротехнического персонала.

Электрооборудование РУ всех видов и напряжений должно удовлетворять условиям работы как при нормальных  режимах, так и при коротких замыканиях, перенапряжениях и перегрузках.

Класс изоляции электрооборудования должен соответствовать номинальному напряжению сети, а устройства защиты от перенапряжений — уровню изоляции электрооборудования.

Нагрев наведенным током конструкций, находящихся вблизи токоведущих частей, по которым протекает ток, и доступных для прикосновения персонала, должен быть не выше 50°С.

Температура воздуха внутри помещений ЗРУ в летнее время должна быть не более 40°С. В случае ее повышения должны быть приняты меры к снижению температуры оборудования или охлаждению воздуха.

Температура воздуха в помещении компрессорной станции должна поддерживаться в пределах (10 - 35)°С; в помещении эгазовых комплектных распределительных устройств (далее - КРУЭ) в пределах (1- 40)°С. За температурой разъемных соединений шин в РУ должен быть организован контроль по утвержденному графику.

Покрытие полов в ЗРУ, КРУ и КРУН должно быть таким, чтобы не происходило образования цементной пыли.

Помещения, предназначенные для установки ячеек комплектного РУ с элегазовой изоляцией, а также для их ревизии перед монтажом и ремонтом, должны быть изолированы от улицы и других помещений.

Стены, пол и потолок должны быть окрашены пыленепроницаемой краской.

Уборка помещений должна производиться мокрым или вакуумным способом.

Помещения должны быть оборудованы приточно-вытяжной вентиляцией с отсосом воздуха снизу. Воздух приточной вентиляции должен проходить через фильтры, предотвращающие попадание в помещение пыли.

Кабельные каналы должны быть закрыты несгораемыми плитами, а места выхода кабелей из кабельных каналов, с этажей и переходы между кабельными отсеками должны быть уплотнены огнеупорным материалом.

Туннели, подвалы, каналы должны содержаться в чистоте, а дренажные устройства — обеспечивать беспрепятственный отвод воды.

Маслоприемники, гравийная подсыпка, дренажи и маслоотводы должны поддерживаться в исправном состоянии.

На всех ключах, кнопках и рукоятках управления должны быть надписи, указывающие операцию, для которой они предназначены («Включать», «Отключать», «Убавить», «Прибавить» и др.).

На сигнальных лампах и сигнальных аппаратах должны быть надписи, указывающие характер сигнала («Включено», «Отключено», «Перегрев» и др.).

Выключатели и их приводы должны иметь указатели отключенного и включенного положений.

На выключателях со встроенным приводом или с приводом, расположенным в непосредственной близости от выключателя и не отделенным от него сплошным непрозрачным ограждением (стенкой), допускается установка одного указателя — на выключателе или на приводе. На выключателях, наружные контакты которых ясно указывают включенное положение, наличие указателя на выключателе и встроенном или не отгороженном стенкой приводе необязательно.

Приводы разъединителей, заземляющих ножей и другого оборудования, отделенного от аппаратов стенкой, должны иметь указатели отключенного и включенного положений.

Все приводы разъединителей, заземляющих ножей, не имеющих ограждений, должны иметь приспособления для их запирания как во включенном, так и в отключенном положении. РУ, оборудованные выключателями с пружинными приводами, должны быть укомплектованы приспособлениями для завода пружинного механизма.

Персонал, обслуживающий РУ, должен располагать документацией по допустимым режимам работы в нормальных и аварийных условиях.

Исправность резервных элементов РУ (трансформаторов, выключателей, шин и др.) должна регулярно проверяться включением под напряжение в сроки, установленные местными инструкциями.

Оборудование РУ должно периодически очищаться от пыли и грязи.

Сроки очистки устанавливает ответственный за электрохозяйство с учетом местных условий. Уборку помещений РУ и очистку электрооборудования должен выполнять обученный персонал с соблюдением правил безопасности.

Блокировочные устройства распределительных устройств, кроме механических, должны быть постоянно опломбированы. Персоналу, выполняющему переключения, самовольно деблокировать эти устройства не разрешается.

Для наложения заземлений в РУ напряжением выше 1000 В должны, как правило, применяться стационарные заземляющие ножи.

Рукоятки приводов заземляющих ножей должны быть окрашены в красный цвет, а приводы заземляющих ножей, как правило, — в черный. Операции с ручными приводами аппаратов должны производиться с соблюдением правил безопасности.

При отсутствии стационарных заземляющих ножей должны быть подготовлены и обозначены места присоединения переносных заземлений к токоведущим частям и заземляющему устройству.

На дверях и внутренних стенках камер ЗРУ, лицевых и внутренних частях КРУ, сборках, а также на лицевой и оборотной сторонах панелей щитов должны быть выполнены надписи, указывающие назначение присоединений и их диспетчерское наименование.

На дверях РУ должны быть предупреждающие плакаты и знаки установленного образца.

В РУ должны находиться электрозащитные средства и средства индивидуальной защиты (в соответствии с нормами комплектования средствами защиты), защитные противопожарные и вспомогательные средства (песок, огнетушители) и средства для оказания первой помощи пострадавшим от несчастных случаев.

Шкафы с аппаратурой устройств релейной зашиты и автоматики, связи и телемеханики, а также шкафы приводов двигательных приводов разъединителей, установленных в РУ, в которых температура воздуха может быть ниже допустимого значения, должны иметь устройства электроподогрева.

Включение и отключение электроподогревателей должно, как правило, осуществляться автоматически. Система автоматического включения и отключения электроподогревателей должна также предусматривать постоянный контроль за их целостностью с передачей информации на местный щит управления и (или) диспетчерский пульт.

Шарнирные соединения, подшипники и трущиеся поверхности механизмов выключателей и их приводов должны смазываться низкозамерзающими смазками, температура замерзания которого должна быть не менее чем на 20°С ниже минимальной зимней температуры наружного воздуха.

Влажность элегаза в КРУЭ, элегазовых выключателей должна контролироваться первый раз не позднее чем через неделю после заполнения оборудования элегазом, а затем 2 раза в год (зимой и летом).

Контроль концентрации элегаза в помещениях КРУЭ и ЗРУ должен производиться с помощью специальных течеискателей на высоте 10—15 см от уровня пола.

Концентрация элегаза в помещении должна быть в пределах норм, указанных в инструкциях заводов — изготовителей аппаратов.

Контроль должен производиться по графику, утвержденному техническим руководителем Потребителя.

Утечка элегаза не должна превышать 3% от общей массы в год.

Необходимо принять меры по наполнению резервуаров элегазом при отклонении его давления от номинального.

Проводить операции с выключателями при пониженном давлении элегаза не допускается.

Профилактические проверки, измерения и испытания оборудования РУ должны проводиться в объемах и в сроки, предусмотренные нормами испытания электрооборудования.

Осмотр РУ без отключения должен проводиться

на объектах с постоянным дежурством персонала – не реже 1 раза в 1 сутки;

в темное время суток для выявления разрядов, коронирования — не реже 1 раза в месяц;

на объектах без постоянного дежурства персонала — не реже 1 раза в месяц, а в трансформаторных и распределительных пунктах — не реже 1 раза в 6 месяцев.

Обо всех замеченных неисправностях должны быть произведены записи в журнал дефектов и неполадок на оборудовании и, кроме того, информация о них должна быть сообщена ответственному за электрохозяйство.

Замеченные неисправности должны устраняться в кратчайший срок.

При осмотре РУ особое внимание должно быть обращено на следующее:

состояние помещения, исправность дверей и окон, отсутствие течи в кровле и междуэтажных перекрытиях, наличие и исправность замков;

исправность отопления и вентиляции, освещения и сети заземления;

наличие средств пожаротушения;

наличие испытанных защитных средств;

укомплектованность медицинской аптечкой;

уровень и температуру масла, отсутствие течи в аппаратах;

состояние контактов, рубильников щита низкого напряжения;

целостность пломб у счетчиков;

состояние изоляции (запыленность, наличие трещин, разрядов и т.п.);

отсутствие повреждений и следов коррозии, вибрации и треска у элегазового оборудования;

работу системы сигнализации;

давление сжатого воздуха в резервуарах пневматических приводов выключателей;  отсутствие утечек воздуха;

исправность и правильность показаний указателей положения выключателей;

отсутствие течи масла из конденсаторов емкостных делителей напряжения воздушных выключателей;

действие устройств электроподогрева в холодное время года;

плотность закрытия шкафов управления;

возможность легкого доступа к коммутационным аппаратам и др.

Капитальный ремонт оборудования РУ должен производиться в сроки:

масляных выключателей — 1 раз в 6—8 лет при контроле характеристик выключателя с приводом в межремонтный период;

выключателей нагрузки, разъединителей и заземляющих ножей — 1 раз в 4—8 лет (в зависимости от конструктивных особенностей);

КРУЭ - 1 раз в 10-12 лет;

элегазовых и вакуумных выключателей — 1 раз в 10 лет;

токопроводов — 1 раз в 8 лет;

всех аппаратов и компрессоров — после исчерпания ресурса, независимо от продолжительности эксплуатации.

Первый капитальный ремонт установленного оборудования должен быть проведен в сроки, указанные в технической документации завода-изготовителя.

Разъединители внутренней установки следует ремонтировать по мере необходимости.

Ремонт оборудования РУ осуществляется также по мере необходимости с учетом результатов профилактических испытаний и осмотров.

Периодичность ремонтов может быть изменена, исходя из опыта эксплуатации, решением технического руководителя потребителя.

Внеочередные ремонты выполняются в случае отказов оборудования, а также после исчерпания коммутационного или механического ресурса.

13  Охрана окружающей среды

Проектируемая подстанция не имеет вредных выбросов в атмосферу. Для предотвращения растекания масла при аварии трансформаторов вы-полняется сеть маслоотводов с закрытым подземным маслосборником. Для приема бытовых стоков на ПС предусмотрен септик-выгреб. Для шумозащиты в целях снижения звукового давления от центробежных вентиляторов и доведения его до предельно-допустимой величины приточные  и  вытяжные  вентиляционные   камеры,   обслуживающие  помещения трансформаторов оснащены пластинчатыми шумоглушителями.

В целях шумозащиты от работы трансформаторов ворота с внутренней стороны покрываются шумопоглащающим материалом.

Территория, в пределах отведенной под строительство подстанции благоустраивается, свободная территория засеивается многолетними травами.

Напряженность электрического поля в любой точке ПС не превышает 5кВ/м, поэтому экранирующие устройства, для защиты работающих на    РУ-110кВ не предусматриваются.

Проектными решениями предусмотрены следующие технические и организационные мероприятия, предупреждающие возможное негативное воздействие на окружающую среду при строительстве:

- принять меры, исключающие попадание в грунт и грунтовые воды мастик, растворителей и горюче-смазочных материалов, используемых в ходе строительства и при эксплуатации строительной техники и автотранспорта

- организация системы сбора и хранения всех видов отходов

- организация  системы сбора, хранения и транспортировки всех сточных вод

- контроль за герметизацией всех емкостей, во избежание утечек и возникновением аварийных ситуаций.

В соответствии с требованиями «Экологического Кодекса РК, законодательных и нормативно правовых актов, принятых в Республике Казахстан отходы производства и потребления должны собираться, хранится, обезвреживаться, транспортироваться в места утилизации или захоронения.  

В процессе строительства объекта  образуются твердые бытовые отходы (в том числе строительный мусор).

По мере накопления отходы собираются в контейнер и вывозятся на свалку согласно заключенному договору.

14 Экономическая часть

 

14.1 Общие вопросы организации строительства

Данным проектом предусматривается строительство ПС 110/10 кВ «Жулдыз» продолжительностью 12 месяцев.

Стоимость строительства определяется его сметой – экономическим документом, характеризующим предел допустимых затрат на сооружение объекта. Сметы служат исходным документом для планирования капитального строительства, где учтены положения СНИП 3.01.01.-85 «Организация строительного производства».

В сметах определяется денежные, трудовые и материальные затраты, необходимые для выполнения определённого объёма строительно – монтажных работ.

При определении капитальных вложений и издержек эксплуатация используются укрупненные показатели стоимости элементов системы. Произведем технико-экономическое сравнение трансформаторов напряжения 110 кВ, ОПН – 110 кВ, разъединителей и выключателей на 110 кВ, рассчитаем капитальные вложения и эксплуатационные издержки для этих вариантов.

Технико-экономические расчёты позволяют выбрать наиболее  экономичный вариант  электроснабжения в результате сравнения двух или большего числа приемлемых и дающих одинаковый энергетический эффект вариантов по их важнейшим показателям: капиталовложениям и ежегодным издержкам производства.

Рассмотрим два варианта оборудования разных фирм.

1. Проект подстанции с оборудованием фирмы «АВВ», таблица 14.1.

2. Проект подстанции с оборудованием фирмы «Уралэлектротяжмаш», таблица 14.2.

Сравним эффективность строительства двух вариантов одного и того же назначения с одинаковой мощностью. Первый вариант – более капиталоёмкий – требует капиталовложений больше, чем второй, обладает более совершенной технологией.

Таблица 14.1 - Стоимость оборудования фирмы «АВВ»

№ пп

Наименование оборудования

Кол-во, шт.

Стоимость единицы оборудования, тыс. тг.

Общая стоимость, тыс. тг.

1

ОПН – 110 кВ

4

778,575

3114,3

2

Выключатель элегазовый 110 кВ

2

16695

33390

3

Разъединитель 110 кВ

6

2673,650

16041,9

4

Трансформатор напряжения 110 кВ

2

1268,575

2537,15

5

Всего

14

-

55083,35

Таблица 14.2 - Стоимость оборудования фирмы «Уралэлектротяжмаш»

№ пп

Наименование оборудования

Кол-во, шт.

Стоимость единицы оборудования, тыс. тг.

Общая стоимость, тыс. тг.

1

ОПН – 110 кВ

4

720

2880

2

Выключатель элегазовый 110 кВ

2

14236,34

28472,68

3

Разъединитель 110 кВ

6

2535

15210

4

Трансформатор напряжения 110 кВ

2

1250

2500

5

Всего

14

-

49062,68

Таблица 14.3 - Стоимость оборудования фирмы «АВВ» с учётом годовых эксплуатационных издержек

№ пп

Наименование оборудования

Кол-во, шт.

Общая стоимость, тыс. тг.

Норма годовых издержек, %

Сумма издержек, тыс. тг.

1

ОПН – 110 кВ

4

3114,3