98203

Электроснабжение Туринского промышленного района с разработкой модульной солнечной установки мощностью 20 кВт

Дипломная

Энергетика

При проектировании сооружении и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий необходимо правильно в технико-экономическом аспекте осуществлять выбор напряжений определять электрические нагрузки выбирать тип число и мощность трансформаторных подстанций их защиты системы компенсации реактивной мощности и способы регулирования напряжения.

Русский

2015-10-30

1.64 MB

4 чел.

4

Электроснабжение Туринского промышленного района с разработкой модульной солнечной установки мощностью 20 кВт

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 3

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ, ЕДИНИЦ И ТЕРМИНОВ 5

1.2 Баланс активной и реактивной мощности проектируемой сети 6

1.3 Выбор оптимального варианта схемы сети 11

1.4 Предварительный электрический расчет отобранных вариантов 14

1.4.1 Расчет схемы №1 14

1.4.2 Расчет схемы №1, при аварийном режиме работы 18

1.4.3 Расчет схемы №2 19

1.4.4 Расчет схемы №2, при аварийном режиме работы 24

1.4.5 Расчет схемы №4 25

1.4.6 Расчет схемы №4, при аварийном режиме работы 29

1.5 Экономический расчет 30

1.5.1 Расчет затрат на ЛЭП 30

1.5.2.Уточненный расчет отобранного варианта 32

1.5.3 Режим наибольших нагрузок 35

1.5.4 Режим наименьших нагрузок 38

1.5.5 Уточненный расчет в послеаврийном режиме 44

1.2 Проектирование понизительной трансформаторной подстанции 48

1.2.1 Разработка электрической части трансформаторной подстанции 48

1.2.2 Выбор оборудования и коммутационной аппаратуры по параметрам рабочего режима 53

1.2.3 Расчёт токов короткого замыкания 58

1.2.4 Проверка коммутационно-защитной аппаратуры на действие токов к.з. 67

1.2.5 Выбор измерительных трансформаторов и электроизмерительных приборов 71

Расчет молниезащиты ТП 220/10 кВ 104

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 110

 


ВВЕДЕНИЕ

Увеличение производства электроэнергии в стране является залогом дальнейшего роста всего материального производства, так как ни одна отрасль не может существовать и успешно развиваться без электроэнергии.

По сравнению с другими видами энергии, электроэнергия обладает такими преимуществами, как универсальность, экономичность передачи на большие расстояния и удобство распределения между потребителями

В настоящее время на объектах РАО «ЕЭС» электроэнергия производится преимущественно в форме трёхфазного переменного тока, частотой 50 Гц.

Передавать электроэнергию на значительные расстояния экономически целесообразно по линиям электропередачи на высоком напряжении.

Основными потребителями электрической энергии являются промышленность, транспорт, сельское хозяйство, коммунальное хозяйство городов.

Электроустановки потребителей электроэнергии имеют свои специфические особенности; к ним предъявляются определённые требования: надёжность питания, качество электроэнергии, резервирование и защита отдельных элементов. Вопрос о надежности электроснабжения потребителей связан с числом источников питания, схемой электроснабжения и категорией потребителей. Приемники 1-й категории должны иметь не менее двух независимых источников питания. Приемники 2-й категории могут иметь один-два источника питания. Приемники 3-й категории, как правило, могут иметь один источник питания, но если по местным условиям можно обеспечить питание без существенных затрат и от второго источника, то применяется резервирование питания и для этой категории приемников.

По мере развития электропотребления усложняются и системы электроснабжения, питающие потребителей.

Важной особенностью систем электроснабжения является невозможность создания запасов электроэнергии. Вся полученная электроэнергия немедленно потребляется. При непредвиденных колебаниях нагрузок необходима точная и немедленная реализация системы управления, компенсирующая возникший дефицит.

При проектировании, сооружении и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий необходимо правильно в технико-экономическом аспекте осуществлять выбор напряжений, определять электрические нагрузки, выбирать тип, число и мощность трансформаторных подстанций, их защиты, системы компенсации реактивной мощности и способы регулирования напряжения.

Это должно решаться с учётом совершенствования технологических процессов производства, роста мощностей отдельных электроприёмников и особенностей каждого предприятия, цеха, установки, повышения качества и эффективности их работы.

Передача, распределение и потребление выработанной электроэнергии на промышленных предприятиях должны производиться с высокой экономичностью и надёжностью.

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

Целью выпускной работы является разработка вопросов: электроснабжения промышленного района, где решаются задачи наиболее эффективного способа электроснабжения потребителей с наименьшими потерями мощности и напряжения, а также анализ электрофизических методов воздействия на сточные воды промышленных предприятий.

Решаемые задачи в процессе проектирования, следующие:

- составление вариантов сети и выбор из них наиболее оптимального;

- определение экономически целесообразных напряжений и сечений линий с учетом технических ограничений;

- расчет основных режимов проектируемой сети;

- компенсация реактивной мощности и обеспечение необходимого качества электроэнергии, поставляемой потребителю.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ, ЕДИНИЦ И ТЕРМИНОВ

Сокращения:

АВР –  автоматический ввод резервного питания;

АПВ – автоматическое повторное включение;

АС – голый алюминиевый провод со стальным сердечником;

БК – батареи конденсаторов;

ВА – выключатель автоматический;

BЛ  –  воздушная линия электропередачи;

ВН – высшее напряжение;

НН–  низшее напряжение;

ВНД– внутренняя норма доходности;

ИД –  индекс доходности;

КЗ – короткое замыкание;

ГПП – главная понизительная подстанция;

КТП – комплектная трансформаторная подстанция;

ПУЭ –  Правила устройства электроустановок;

РЗА – релейная защита и электроавтоматика;

РУ – распределительное устройство;

СИ –  Международная система физических единиц;

СН – собственные нужды;

Т – силовой трансформатор;

ТН –  трансформатор напряжения;

ТДН – трехфазный трансформатор с масляным охлаждением, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха, регулированием напряжения под нагрузкой;

ТРДН – трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низкого напряжения, масляным охлаждением, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха, регулированием напряжения под нагрузкой;

ТМ – трехфазный масляный трансформатор;

НКФ - трансформатор напряжения каскадный, в фарфоровой покрышке;

ЗНОЛ - трансформатор однофазный с естественным масляным охлаждением с заземленным выводом первичной обмотки;       

РГПЗ – разъединитель горизонтально - поворотного типа с заземляющими ножами;

ВЭБ – выключатель элегазовый баковый;

ВВЭ – М - выключатель вакуумный электромагнитный привод, модернизированный;

ВВТЭ – М - выключатель вакуумный трехполюсный, электромагнитный привод, модернизированный;

РВС - разрядник вентильный станционный;

ПКТ – предохранитель с кварцевым наполнением для защиты трансформаторов;

ПКН – предохранитель с кварцевым наполнением для защиты трансформаторов напряжения;

ТФНД - трансформатор тока с фарфоровой изоляцией для наружной установки с сердечником для дифференциальной загрузки;

ТПОЛ - трансформатор тока проходной одновитковый
с литой смоляной изоляцией;

ТЛ - трансформатор тока с литой смоляной изоляцией;

ТП –  трансформаторная    подстанция;

ТТ –  трансформатор тока;

ТН - трансформатор напряжения;

ЧДД – чистый дисконтированный доход

ВНД - внутренняя норма доходности это  та норма дисконта, при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям.

ИД - индекс доходности – отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений.

ИЭ - интегральный эффект – сумма текущих эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).


1 ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ

1.1 Электроснабжение района

1.1.1 Баланс активной и реактивной мощностей

Расчёт активной мощности будем производить по формуле:

, (1.1.1)

где - коэффициент мощности нагрузки,

        - наибольшая нагрузка.

 

Активные мощности остальных потребителей рассчитываются подобным образом и сводятся в таблицу 1.1.1.

Таблица 1.1.1 – Активные мощности

P3 МВт

P4 МВт

P5 МВт

P6 МВт

P7 МВт

P8 МВт

28,0

16

18,8

32,8

28,5

34,2

Расчёт реактивных мощностей

Расчёт реактивной мощности будем производить по формуле:

 , (1.1.2)

    

Реактивные мощности остальных потребителей рассчитываются подобным образом и сводятся в таблицу 1.1.2.

Таблица 1.1.2 - Реактивные мощности

Q3 Мвар

Q4 Мвар

Q5 Мвар

Q6 Мвар

Q7 Мвар

Q8 Мвар

21,0

12

16,5

22,9

25,1

16,6

Баланс мощности

Определим суммарные активные и реактивные мощности потребителей сети, по формулам 1.1.3 и 1.1.4:                                                       

, (1.1.3)

(МВт),

, (1.1.4)

   114,1(Мвар).

Определим потери активной мощности каждого из потребителей сети по формуле 1.1.5:  

, (1.1.5)

Потери активной мощности остальных потребителей рассчитываются подобным образом и сводятся в таблицу 1.1.3.

Таблица 1.1.3 - Потери активной мощности

ΔP3 МВт

ΔP4 МВт

ΔP5 МВт

ΔP6 МВт

ΔP7 МВт

ΔP8 МВт

1,4

0,8

0,9

1,6

1,4

1,7

Определим потери реактивной мощности каждого из потребителей сети по формуле 1.1.6:  

 . (1.1.6)

Потери реактивной мощности остальных потребителей рассчитываются подобным образом и сводятся в таблицу 1.1.4.

Таблица 1.1.4 - Потери реактивной мощности

ΔQ3 Мвар

ΔQ4 Мвар

ΔQ5 Мвар

ΔQ6 Мвар

ΔQ7 Мвар

ΔQ8 Мвар

1,3

0,7

1,0

1,4

1,5

1,0

Определим требуемую активную мощность потребителей сети по формуле 1.1.7:

, (1.1.7)

МВт.

Определим требуемую реактивную мощность потребителей сети по формуле 1.1.8:

, (1.1.8)

Мвар.

Определим активную и реактивную мощности ТЭЦ сети по формулам 1.1.9 и 1.1.10:

, (1.1.9)

где n – число установленных гидрогенераторов ВГС325/89-14- 5 шт.;

      Pг – активная мощность одного гидрогенератора ВГС325/89-14.

МВт,

, (1.1.10)

где ,

квар.

Определим располагаемую реактивную мощность сети по формуле 1.1.11:

, (1.1.11)

Мвар.

Определим дефицитную реактивную мощность сети по формуле 1.1.12:

, (1.1.12)

Мвар.

Вывод: для проектируемой электрической сети компенсации реактивной мощности требуется.

Для восполнения дефицита реактивной мощности устанавливаются компенсирующие устройства (КУ). При этом расчетная мощность компенсирующих устройств i-той подстанции может быть определена по выражению (1.1.13):

Qку р i=(QiQi)-(Рi+Δ Рi) tgφс, (1.1.13)

Qку р 3=(21+1,3)-(28+1,4) . 0,36=11,7 Мвар,

Qку р 4=(12+0,7)-(16+0,8) . 0,36=6,7 Мвар,

Qку р 5=(16,5+1)-( 18,8+0,9) . 0,36=10,4 Мвар,

Qку р 6=(22,9+1,4)-( 32,8+1,6) . 0,36=11,9 Мвар,

Qку р 7=(25,1+1,5)-(28,5+1,4) . 0,36=15,9 Мвар,

Qку р 8=(16,6+1)-( 34,2+1,7) . 0,36=4,6 Мвар.

На подстанциях, где   получается меньше 400 квар, компенсирующие устройства не устанавливаются. На остальных подстанциях мощность компенсирующих устройств округляется до мощностей, кратных 400 квар. Баланс не выполняется более чем на 200 квар, мощности компенсирующих устройств наиболее крупных потребителей увеличиваются на 400 квар.

Определим количество компенсирующих установок, используя выражение (1.1.14):

, (1.1.14)

где Qед – единичная мощность установки.

nед=0,4 Мвар,

nку р 3=11,7:0,4=29,2,

nку р 4=6,7:0,4=16,7,

nку р 5= 10,4:0,4=26,1,

nку р 6=11,9:0,4=29,7,

nку р 7= 15,9:0,4=39,7,

nку р 8= 4,6:0,4=11,6.

Округлим до целого полученные значения:

n'ку р 3= 29,

n'ку р 4=17,

n'ку р 5= 26,

n'ку р 6= 30,

n'ку р 7=40,

n'ку р 8= 12.

Определим номинальное значение мощности компенсирующих устройств. Для этого уравнением (1.1.15):

Qку ном i= n'ку р i . Qед, (1.1.15)

Qку ном 3=29 . 0,4=11,6 Мвар,

Qку ном 4=17 . 0,4=6,8 Мвар,

Qку ном 5=26 . 0,4=10,4 Мвар,

Qку ном 6=30 . 0,4=12 Мвар,

Qку ном 7=40 . 0,4=16 Мвар,

Qку ном 8=12 . 0,4=4,8 Мвар.

Суммарное номинальное значение мощности компенсирующих устройств:

ΣQку ном i= Qку ном 3  +Qку ном 4+ Qку ном 5+ Qку ном 6+ Qку ном 7+ Qку ном 8, (1.1.16)

ΣQку ном i=61,6 Мвар.

Составим первоначальный баланс реактивной мощности, используя выражение (1.1.16).

ΣQку ном i+ Qрасп= Qтреб,  (1.1.17)

61,6+90=121

151,6=121

При составлении баланса он не сходится, следовательно, уменьшаем мощность КУ у потребителей и их количество.

n =15 шт. =6 Мвар,

n =5 шт. =2 Мвар,

n  =5 шт. =2 Мвар,

n  =20 шт. =8 Мвар,

n  =28 шт. =11,2 Мвар,

n  =5 шт. =2 Мвар,

ΣQку ном i=31,2 Мвар,

31,2+90=121

121,2=121

Баланс практически сошелся, поэтому все расчеты считаем правильными.

После этого определяем мощность потребителей с учетом установки компенсирующих устройств, используя выражение (1.1.18):

, (1.1.18)

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

                                  МВА.

Полученные данные сведем в таблицу 1.1.5.

Таблица 1.1.5 – Баланс мощности

N

пот

Pi

Mвт

Мвт

Si

МВА

Qi

Мвар

Мвар

Qky

Мвар

Мвар

МВА

МВА

3

28

1,4

35

21

1,3

6

11,7

15

15

28+j15

4

16

0,8

20

12

0,7

2

6,7

5

10

16+j10

5

18,8

0,9

25

16,5

1

2

10,4

5

14,5

18,8+j14,5

6

32,8

1,6

40

22,9

1,4

8

11,9

20

14,9

32,8+j14,9

7

28,5

1,4

38

25,1

1,5

11,2

15,9

28

13,9

28,5+j13,9

8

34,2

1,7

38

16,6

1

2

4,6

5

14,6

34,2+j14,6

1.1.3 Выбор оптимального варианта схемы сети

Исходя из географического положения Елецкого района спроектируем несколько вариантов конфигурации схемы электроснабжения района. Любая сеть может быть выполнена различными конфигурациями и схемами соединений. При составлении вариантов конфигурации сети следует исходить из следующих соображений:

а) Электрическая сеть должна обеспечить заданную надежность электроснабжения потребителей. Согласно ПУЭ, потребители первой и второй категории должны обеспечиваться электроэнергией не менее чем от двух независимых источников питания. При электроснабжении потребителей района от шин распределительных устройств электрических станций или подстанций энергосистемы независимыми источниками можно считать разные секции шин этих распределительных устройств, если они имеют питание от разных генераторов или трансформаторов и электрически между собой не связаны или имеют связь, автоматически отключаемую при нарушении нормальной работы одной из секций.

Для питания потребителей первой категории применяют резервированные схемы с АВР.

Питание потребителей второй категории осуществляется, как правило, тоже по резервированным схемам, но включение резерва при этом может быть ручным. Допускается питание потребителей второй категории и по не резервированным схемам, но целесообразность такого решения должна доказываться сравнением ущерба от недоотпуска электроэнергии в послеаварийном режиме при не резервированной схеме с необходимым повышением затрат на создание резервированной схемы.

Питание потребителей третьей категории может, осуществляется по не резервированной схеме.

Если в одном пункте имеются потребители разных категорий, то при выборе конфигурации сети следует исходить из высшей категории потребителей данного пункта.

б) Проектируемая сеть должна быть по возможности простой. В районных сетях применяют три типа схем электроснабжения:

- разомкнутые не резервированные радиальные и магистральные, выполняемые одноцепными линиями;

- разомкнутые резервированные радиальные и магистральные, выполняемые двуцепными линиями;

- замкнутые резервированные (в том числе с двусторонним питанием), выполняемые одноцепными линиями.

Выбор конкретного типа схемы определяется взаимным расположением пунктов потребления и составом потребителей по категориям.

в) Применение более сложных замкнутых схем повышает надежность электроснабжения, но имеет и отрицательные стороны. Как правило, применение замкнутой схемы электроснабжения экономически целесообразно только в том случае, если суммарная длина линий замкнутой сети получается существенно ниже, чем суммарная длина линий разомкнутой сети (в одноцепном исчислении), то есть, если экономятся капиталовложения на строительство линий и требуется меньший расход алюминия. Применение замкнутой сети, как правило, экономически нецелесообразно, если при объединении линий в замкнутый контур образуется протяженный малонагруженный участок.

г) Комплекс номинального напряжения и схемы сети должны обеспечивать необходимое качество электроснабжения потребителей и выполнение технических ограничений электрооборудования линий и подстанций.

Разработку вариантов необходимо начинать  на основе принципов, приведенных выше, и с учетом соображений альтернативности качеств и показателей определенных типов схем сетей.

Примеры возможных вариантов расчётных схем показаны на рис. 1-5.

 

4

И

П

1

7

8

И

П

2

3

6

5

5

2

к

м

6

0

к

м

4

5

к

м

3

0

к

м

4

4

к

м

4

0

к

м

4

0

к

м

Рисунок 1.1.1 – Схема электроснабжения Елецкого района вариант №1

4

И

П

1

7

8

И

П

2

3

6

5

3

5

к

м

5

0

к

м

3

0

к

м

3

0

к

м

4

4

к

м

4

0

к

м

4

0

к

м

2

2

к

м

Рисунок 1.1.2 - Схема электроснабжения Елецкого района вариант №2

 

4

И

П

1

7

8

И

П

2

3

6

5

3

5

к

м

5

0

к

м

3

0

к

м

4

5

к

м

6

6

к

м

6

0

к

м

2

2

к

м

Рисунок 1.1.3 – Схема электроснабжения Елецкого района вариант №3

 

4

И

П

1

7

8

И

П

2

3

6

5

6

5

к

м

6

0

к

м

3

0

к

м

4

5

к

м

6

0

к

м

4

0

к

м

4

0

к

м

2

2

к

м

Рисунок 1.1.4 – Схема электроснабжения Елецкого района вариант №4

 

4

И

П

1

7

8

И

П

2

3

6

5

6

5

к

м

4

0

к

м

3

0

к

м

4

5

к

м

9

0

к

м

6

0

к

м

2

2

к

м

2

0

к

м

Рисунок 1.1.5 – Схема электроснабжения Елецкого района вариант №5

В соответствии с заданием на выпускную работу состав потребителей в процентах по категориям надёжности 30/30/40. При выборе конфигурации сети исходят из высшей категории потребителей, т.е. первой.

Рассмотрение составленных схем.

Схема №1:

Длина проводов линии электропередач составляет:

ℓ2-3=40 км, ℓ6-3=40 км, ℓ6-5=44 км, ℓ5-1=30 км,

ℓ1-4=45 км, ℓ1-7=60 км, ℓ7-8=52 км,

n=24 – количество выключателей и отсюда следует что:

выкл =24.4=96 км,

   ℓобщ=км.

Схема №2:

Длина проводов линии электропередач составляет:

ℓ2-3=40 км, ℓ6-3=40 км, ℓ6-5=44 км, ℓ5-1=30 км,

ℓ1-4=30 км, ℓ4-7=50 км, ℓ7-8=35 км, ℓ8-2=22 км,

n=22 – количество выключателей и отсюда следует что:

выкл =22.4=88 км,

общ = км.

Схема №3:

Длина проводов линии электропередач составляет:

ℓ6-3=60 км, ℓ6-5=66 км, ℓ5-1=45 км,

ℓ1-4=30 км, ℓ4-7=50 км, ℓ7-8=35 км, ℓ8-2=22 км,

n=25 – количество выключателей и отсюда следует что:

выкл =25.4=100 км,

общ = км.

Схема №4:

Длина проводов линии электропередач составляет:

ℓ2-3=40 км, ℓ6-3=40 км, ℓ6-1=60 км, ℓ1-5=45 км,

ℓ1-7=60 км, ℓ1-4=30 км, ℓ4-8=65 км, ℓ8-2=22 км,

n=24 – количество выключателей и отсюда следует что:

выкл =24.4=96 км,

общ = км.

Схема №5:

Длина проводов линии электропередач составляет:

ℓ6-3=60 км, ℓ6-1=90 км, ℓ1-5=45 км, ℓ2-7=20 км,

ℓ1-7=40 км, ℓ1-4=30 км, ℓ4-8=65 км, ℓ8-2=22 км,

n=26 – количество выключателей и отсюда следует что:

выкл =26.4=104 км,

общ = км.

Исходя из минимальных затрат выбираются три схемы, которые являются наименьшими по протяжённости:

Схема №1=407 км,

Схема №2=379 км,

Схема №3=408 км,

Схема №4=458 км,

Схема №5=476 км.

Учитывая, что кольцевые схемы дешевле, для предварительного расчёта приняты  три схемы: схема№1, схема№2, схема№3.

1.1.4 Предварительный электрический расчет отобранных вариантов

Задачей предварительного расчета является приближенное определение некоторых параметров сети, на основании которых можно было бы сделать технико-экономическое сравнение отобранных вариантов и выбрать из них лучший.

В приближенном расчете находим:

1. Потокораспределение сети;

2. Сечение проводов на всех участках;

3. Потери активной мощности и наибольшая потеря напряжения в нормальном режиме;

4. Потокораспределение в наиболее тяжелом послеаварийном режиме.

При предварительном расчете режима сети делаются следующие допущения:

1. Потери мощности в трансформаторах и зарядная мощность линий не учитывается;

2. Источники ограниченной мощности учитываются как нагрузки с отрицательным знаком;

3. Напряжения во всех точках сети считаются равными номинальному;

4. Район по гололеду - 3.

Расчет потокораспределения сетей производится по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленного потребителя к источнику питания.

Схема 1. Определение потоков мощности на каждом участке линии

 

Рисунок 1.1.6 – Потокораспределение в нормальном режиме

При аварии на участке линии 5-6, питание потребителя 6 от источника 2 будет недостаточным, следовательно, участок 1-6 необходимо выполнить двухцепной линией.

Определяются потоки мощности на участках ЛЭП:

МВА.

По 1 закону Кирхгофа для узла 7:

,

.

Так как источник 2 – источник ограниченной мощности, то потокораспределение начинается с источника №2:

.

По 1 закону Кирхгофа для узла 3:

.

По 1 закону Кирхгофа для узла 6:

.

Направление потока мощности на участках 5-6 и 6 -3  изменится и точка 6 будет точкой потокораздела.

По 1 закону Кирхгофа для узла 5:

,

Рисунок 1.1.7 – Потокораспределение в нормальном режиме

Для предварительного выбора напряжения источника  пользуются формулой Илларионова:

, (1.1.19)

где Рkj – передаваемая мощность по наиболее загруженному головному участку активная мощность, МВт,

      lkj – длина этого участка, км.

кВ.

Принимается кВ.

Определение токов на участках линии и выбор сечения линии

Определяются токи на участках линии, и методом экономических интервалов тока определяем сечение участков сети, т.к. линия 1-6, 1-7, 1-4 двухцепные, то значение тока уменьшаем в два раза. Ток участка линии определяется по формуле:

, (1.1.20)

А   провод АС-240,

А   провод АС-240,

А    провод АС-240,

А    провод АС-240,

А   провод АС-240,

А   провод АС-240,

А    провод АС-240.

Выбираются расчётные данные проводов ЛЭП марки АС. Принимается: материал опор – железобетон , 3 район по гололёду, ЛЭП-220 кВ.

Определение активных и индуктивных сопротивлений участков линии

Выбираются активные и реактивные сопротивления проводов ЛЭП марки АС.

Для каждого выбранного сечения определяют активные и индуктивные сопротивления двухцепных участков линии:

, , (1.1.21)

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом.

Определение потерь активной мощности и потери напряжения

Потери активной мощности по участкам определяются по формуле:

, (1.1.22)

где , – потоки активной и реактивной мощности на участке сети.

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт.

Далее потери мощности суммируются для всей сети:

МВт.

Затем определяется потери напряжения на участках ЛЭП по формуле.

, (1.1.23)

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ.

Определяется  потеря напряжения в %:

%,

%,

%,

%,

%,

%,

%.

Определение наибольшей потери напряжения, то есть потери напряжения от источника до самого удаленного потребителя:

%,

%.

Расчет послеаварийного режима данного варианта сети

Исключается одну из цепей линии на участке цепи 1-7 и 1-4

 

Рисунок 1.1.8 – Потокораспределение участка 1-7 и 1-4 в аварийном режиме

Рассчитываются активное и индуктивное сопротивление:

Ом, Ом,

Ом, Ом.

Рассчитываются потери напряжения на этом участке цепи:

кВ,

кВ,

кВ.

Определяется  потеря напряжения в %  в аварийном  режиме:

,

.

Исключается одну из цепей линии на участке цепи 1 –2

 

Рисунок 1.1.9 – Потокораспределение участка 1-2 в аварийном режиме

Определяется потокораспределение:

S36 = S 3 = 28 + j15 МВА,

S56 = S36 + S6   = 60,8+ j29,9 МВА,

S15 = S56 + S5   = 79,6+ j44,4 МВА.

Рассчитываются потери напряжения на участках цепи:

 

Все данные предварительного расчета схемы № 1 заносятся в таблицу 1.1.6.

Таблица 1.1.6 – Нормальный режим схемы № 1

Участок

Длина

км

Число

цепей

Поток

мощности

МВА

Расчетный                         ток

А

Стандартное

сечение

мм2

r0

Ом/км

x0

Ом/км

r

Ом

x

Ом

P

МВт

U

кВ

1-5

30

2

39,6+j14,4

55

240

0,12

0,43

1,8

6,5

0,07

1,3

5-6

44

2

20,8-j0,1

27

240

0,12

0,43

2,6

9,5

0,02

0,3

6-3

40

1

12+j15

50

240

0,12

0,43

4,8

17,2

0,02

1,4

3-2

40

1

40+j30

65

240

0,12

0,43

4,8

17,2

0,15

3,3

1-7

60

2

62,7+j28,5

90

240

0,12

0,43

3,6

12,9

0,4

2,8

7-8

52

2

34,2+j14,6

48

240

0,12

0,43

3,1

11,2

0,08

1,1

1-4

45

2

16+j10

34

240

0,12

0,43

2,7

9,7

0,04

1

В результате проведенных расчетов в послеаварийном режиме получилось что, суммарные потери в аварийном режиме находятся не выше допустимого предела ΣΔUдоп% =12%, значит, схема  подходит для дальнейшего экономического расчета.

Схема 2. Определение потоков мощности на каждом участке линии

Рисунок 1.1.10 – Потокораспределение в нормальном режиме

 

 

 

 

Получим следующее потокораспределение:

 

Направление потока мощности на участках 6-3 и 3-2  изменится и точка 3 будет точкой потокораздела.

Направление потока мощности на участках 2-8 и 8-7  изменится и точка 8 будет точкой потокораздела.

 

Рисунок 1.1.11 – Потокораспределение участка 1-3 в нормальном режиме

 

Рисунок 1.1.12 – Потокораспределение участка 3-8 и 8-1  в нормальном режиме

При аварии на участке линии 6-3 и 7-8, питание потребителя 3 и 8 соответственно от источника 2 будет недостаточным, следовательно, участок 1-3 и 1-8 необходимо выполнить двухцепной линией.

Определение номинального напряжения:

.

Принимается кВ.

Определение токов на участках линии и выбор сечения линии

Определяются токи на участках линии, и методом экономических интервалов тока определяются сечения участков сети.

А    провод АС-240,

А   провод АС-240,

А    провод АС-240,

А   провод АС-240,

А   провод АС-240,

А   провод АС-240,

А    провод АС-240,

А   провод АС-240.

Определение активных и индуктивных сопротивлений участков линии

Для каждого выбранного сечения определяют активные и индуктивные сопротивления участков линии, которые для одноцепной линии определяются по формуле:

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом.

Определение потерь активной мощности и потери напряжения

Потери активной мощности по участкам:

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт.

Далее потери мощности суммируются для всей сети:

МВт.

Определяется потери напряжения на участках ЛЭП:

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ.

кВ.

Определяется  потеря напряжения в %:

%,

%,

%,

%,

%,

%,

%,

%.

Определяются наибольшие потери напряжения, то есть потери напряжения от источника до самого удаленного потребителя:

%,

%.

Расчет послеаварийного режима данного варианта сети

Исключается одну из цепей линии на участке цепи 1 –2

Рисунок 1.1.13 – Потокораспределение участка 1-2 в аварийном режиме

Определяется потокораспределение:

S36 = S 3 = 28 + j15 МВА,

S56 = S36 + S6   = 60,8+ j29,9 МВА,

S15 = S56 + S5   = 79,6+ j44,4 МВА.

Рассчитываются потери напряжения на участках цепи:

Исключается линия на участке цепи 1-2.

 

Рисунок 1.1.14 – Потокораспределение в аварийном режиме

Определяется потокораспределение:

S78 = S 8 = 34,2 + j14,6 МВА,

S47 = S78 + S7   = 62,7 + j28,5 МВА,

S14 = S47 + S4   = 78,9+ j38,5 МВА.

Рассчитываются потери напряжения на участках цепи:

В результате проведенных расчетов в послеаварийном режиме получили что, суммарные потери в аварийном режиме не превысили допустимый предел ΣΔUдоп% =12%. Поэтому схему 2 в экономический расчет включаем.

По итогам расчета нормального и аварийного  режима сети для схемы 2 составляется таблица 1.1.7.

Таблица 1.1.7 – Нормальный режим схемы № 2

Участок

Длина

км

Число

цепей

Поток

мощности

МВА

Расчетный

ток

А

Стандартное

сечение

мм2

r0

Ом/км

x0

Ом/км

r

Ом

x

Ом

P

МВт

U

кВ

1-4

30

2

55,8+25,9j

87

240

0,12

0,43

1,8

6,5

0,16

2,2

4-7

50

2

39,8+j15,9

57

240

0,12

0,43

2,6

9,5

0,12

1,2

7-8

35

2

11,3+2j

10

240

0,12

0,43

2,4

8,6

0,003

0,1

8-2

22

1

22,9+j12,6

64

240

0,12

0,43

4,8

17,2

0,06

1,6

1-5

30

2

62,5+30j

99

240

0,12

0,43

1,8

6,5

0,23

1,4

5-6

44

2

43,7+j15,5

63

240

0,12

0,43

3

10,8

0,14

1,3

6-3

40

2

10,9+0,6j

18

240

0,12

0,43

2,1

7,5

0,01

0,2

3-2

40

1

17,1+j14,4

64

240

0,12

0,43

2,6

4,7

0,03

0,6

Схема 3. Определение потоков мощности на каждом участке линии

 

 

Рисунок 1.1.15 – Потокораспределение в нормальном режиме

При аварии на участке линии 4-7, питание потребителя 7 от источника 2 будет недостаточным, следовательно, участок 1-7 необходимо выполнить двухцепной линией.

Определяются потоки мощности на участках ЛЭП:

МВА.

По 1 закону Кирхгофа для узла 6:

.

По 1 закону Кирхгофа для узла 5:

.

Так как источник 2 – источник ограниченной мощности, то потокораспределение начинается с источника №2:

.

По 1 закону Кирхгофа для узла 8:

.

По 1 закону Кирхгофа для узла 7:

.

Направление потока мощности на участках 4-7 и 7 -2  изменится и точка 7 будет точкой потокораздела.

По 1 закону Кирхгофа для узла 4:

,

 

Рисунок 1.1.16 – Потокораспределение в нормальном режиме

Определение номинального напряжения:

кВ.

Примем Uн =220 кВ.

Определение токов на участках линии и выбор сечения линии

Определяются токи на участках линии, и методом экономических интервалов тока определяем сечение участков сети, так как линии выполнены двуцепными линиями, то значение тока уменьшаем в 2 раза:

А   провод АС-240,

А   провод АС-240,

А    провод АС-240,

А    провод АС-240,

А    провод АС-240,

А    провод АС-240,

А    провод АС-240.

Определение активных и индуктивных сопротивлений участков линии

- для двухцепной линии:

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом.

Определение потерь активной мощности и потери напряжения

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт.

Далее потери мощности суммируются для всей сети:

МВт.

Затем определяется потери напряжения на участках ЛЭП.

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ.

Определяются  потери напряжения в %:

%,

%,

%,

%,

%,

%,

%.

Определяется наибольшая потеря напряжения, то есть потерю напряжения от источника до самого удаленного потребителя:

%,

Расчет послеаварийного режима данного варианта сети

Исключается линия на участке цепи 1-2

 

Рисунок 1.1.17 – Потокораспределение в аварийном режиме

Определяется потокораспределение:

S78 = S 8 = 34,2 + j14,6 МВА,

S47 = S78 + S7   = 62,7 + j28,5 МВА,

S14 = S47 + S4   = 78,9+ j38,5 МВА.

Рассчитываются потери напряжения на участках цепи:

 

Исключается линия на участке цепи 1-5

 

Рисунок 1.1.18 – Потокораспределение в аварийном режиме

Рассчитается активное и индуктивное сопротивление:

Ом, Ом,

Рассчитывается потеря напряжения на участках цепи:

кВ,

кВ,

кВ,

Определяется потеря напряжения в %  в аварийном  режиме:

.

Все данные предварительного расчета схемы № 3 занесем в таблицу 1.1.8.

Таблица 1.1.8 – Нормальный режим схемы № 3

Учас-

ток

Длина

км

Число

цепей

Поток

мощности

МВА

Расчетный

ток

А

Стандарт-             ное

сечение

мм2

r0

Ом/км

x0

Ом/км

r

Ом

x

Ом

P

МВт

U

кВ

1-4

30

2

38,7+j8,1

66

240

0,12

0,43

1,8

6,5

0,1

0,8

4-7

50

2

2,7-j1,9

35

240

0,12

0,43

3

10,8

0,05

0,5

7-8

35

1

5,8+j15,4

42

240

0,12

0,43

4,2

15

0,02

1,1

8-2

22

1

40+j30

130

240

0,12

0,43

2,6

4,7

0,13

1,1

1-5

45

2

91,3+j37,1

128

240

0,12

0,43

1,8

6,5

0,35

3,1

5-6

66

2

53,5+26,8j

79

240

0,12

0,43

2,6

9,5

0,2

1,9

6-3

60

2

28+j15

41

240

0,12

0,43

2,4

8,6

0,05

0,9

Вывод: Согласно заданию предельно допустимыми потерями напряжения считается ΣΔUдоп%=12%. Значит, схема № 3 проходит для дальнейшего расчета по допустимым потерям напряжения и по допустимому длительному току.

1.1.5 Технико-экономическое сравнение вариантов сети

Для выбора наиболее оптимальной схемы электроснабжения района необходимо провести оценку экономической эффективности каждого из рассматриваемых вариантов.

Таблица 1.1.9 – Технико-экономическое сравнение вариантов

№ п/п

Составляющие затрат

Схема 1

Схема 2

Схема 3

Схема 1

Схема 2

Схема 3

1

Стоимость ВЛ 220 кВ

участок

Ко тыс.руб./км

Li

участок

Ко тыс.руб./км

Li

участок

Ко тыс.руб./км

Li

518200

624850

534300

км

км

км

1-5

1650

45

1-4

1650

45

1-4

1650

45

5-6

1650

66

4-7

1650

75

4-7

1650

75

6-3

950

40

7-8

1650

52

7-8

950

35

3-2

950

40

8-2

950

22

8-2

950

22

1-7

1650

60

1-5

1650

45

1-5

1650

45

7-8

1650

52

5-6

1650

66

5-6

1650

66

1-4

1650

45

6-3

1650

60

3-2

950

40

6-3

1650

60

2

Затраты на устройство лежневых до-рог (Зл),
З=Зл*L,
где L-длина линии

370*348

370∙405

370∙348

128760

149850

128760

3

Затраты с учетом зонального коэф.,Ззк=1

(518200+128760)*1

(624850+149850)*1

(534300+128760)*1

646960

774700

663060

Продолжение таблицы 1.9

4

Ст-ть земельного участка под опоры, ст-ть освония =19руб/м2; размер пост отвода земли на 1 км = 40м3

19*40*348

19*40*405

19*40*348

398240

432440

390640

5

НДС по п.

1,2*398240

432440*1,2

390640*1,2

477888

518928

468768

6

Ст-ть в текущем уровне цен

(646960+477888) ∙2,664

(774700+432440) ∙2,664

(663060+468768) ∙2,664

2996595

3446225

3015190

7

Общие затраты

-

-

-

2996595

3446225

3015190

По табл. 7.4, 7.8, 7.20, 7.2, 7.3, 7.7, 7.1 стр. 309-315; 324 [3] выбираются соответственно: стоимость ВЛ 220 кВ; затраты на устройство лежневых дорог; затраты с учетом стоимости трансформаторов; затраты с учетом зонального коэф.; стоимость земельного участка под опоры; стоимость в текущем уровне цен.

Метод приведенных затрат

Выбор оптимального варианта производится по критерию минимума приведенных  затрат (3), которые  для   i-го  варианта   определяются   по формуле:

3 = рн K + И + У,  (24)

где рн = 0,33 1/год — нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложении;

       К –– суммарные единовременные капиталовложения, руб.,

       И –– суммарные еже¬годные издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслу¬живание, руб,

       У— суммарный вероятный на¬роднохозяйственный ущерб от аварийных и  плановых пере¬рывов электроснабжения потребителей, руб.

Ежегодные издержки определяются по формуле:

З = Иа + Ир + Ио + ИΔW,  (25)

где Иа = αа К –– отчисления на амортизацию (αа = 0,2 ÷ 0,3 – ежегодные отчисления на амортизацию в относительных единицах), руб.,

      (Ир + Ио) = (αр + αо)·К  ––  отчисления на ремонт и  обслуживание, руб.,                

      [(αр + αо) = 0,06 – ежегодные отчисления на ремонт и обслуживание в относительных единицах],

      ИΔW = β·ΔР·τ –– стоимость потерь электроэнергии [-время максимальных потерь, час], руб.

Время максимальных потерь находится по формуле:

,  (26)

часов.

Расчет стоимости строительства ВЛ по схеме № 1.

Отчисления на амортизацию определяются по формуле:

Иа = αа·К,  (27)

Иа = 0,2·2996595=599319 тыс руб/год.

Находятся отчисления на ремонт и обслуживание по формуле:

р + Ио)  = (αр + αо)·К,  (28)

р + Ио)  =  0,06·2996595=179795 тыс руб/год.

Определяется стоимость потерь электроэнергии по формуле:

ИΔW  = β·ΔР·τ,  (29)

ИΔW  = 2,4·0,78·5250·10–3 = 10 тыс руб/год.

Ежегодные издержки вычисляются по формуле:

З= рн K+И (30)

З= 0,33·2996595+599319 +179795 +10=1768 тыс руб/год.

Расчет стоимости строительства ВЛ по схеме № 2.

Отчисления на амортизацию составят:

Иа = 0,2·3446225= 689,245 тыс руб/год.

Находятся отчисления на ремонт и  обслуживание:

р + Ио)  = 0,06·3446225= 206,773 тыс руб/год.

Определяется стоимость потерь электроэнергии:

ИΔW  =2,4·0,753·5250·10–3 =10 тыс руб/год.

Ежегодные издержки составят:

З= 0,33·3446225+689245 + 206773 + 10= 2033 тыс руб/год.

Расчет стоимости строительства ВЛ по схеме № 3.

Отчисления на амортизацию составят:

Иа = 0,2·3015190=603038 руб/год.

Находятся отчисления на ремонт и  обслуживание:

р + Ио)  = 0,06·3015190=180911 руб/год.

Определяется стоимость потерь электроэнергии:

ИΔW  =2,4·0,9·5250·10–3 =11,3 тыс руб/год.

Ежегодные издержки составят:

З= 0,33•3015190+ 603038 + 180911 + 11,3= 1778 тыс руб/год.

На основании анализа экономической эффективности сравниваемых вариантов делается вывод, что  предпочтение отдаётся  к реализации варианта схемы № 3 СЭС, поэтому принимается более экономичная схема №1.

1.6 Выбор трансформаторов на подстанции потребителей

Основными критериями выбора оптимальной мощности трансформаторов являются:

- экономические соображения, обеспечивающие максимум ЧДД (чистый дисконтированный доход);

- условия нагрева, зависящие от графика нагрузки;

- температуры окружающей среды, коэффициента начальной загрузки и длительности максимума.

Так как преобладают потребители 1-й и 2-й категорий, принимается к установке по два трансформатора в пунктах (подстанциях) № 3, 4, 5, 6, 7, 8.

Определяется расчётная мощность трансформатора на подстанции по формуле:

, (1.1.24)

где – коэффициент загрузки,  =0,7,

      n – количество транчформаторов, n=2.

МВА.

Для пункта № 3  выбирается трансформатор типа ТРДН – 40000/220.

МВА.

Для пункта № 4  выбирается трансформатор типа ТРДН – 40000/220.

МВА.

Для пункта № 5  выбирается трансформатор типа ТРДН – 40000/220.

МВА.

Для пункта № 6  выбирается трансформатор типа ТРДН – 40000/220.

МВА.

Для пункта № 7  выбирается трансформатор типа ТРДН – 40000/220.

МВА.

Для пункта № 8 выбирается трансформатор типа ТРДН –40000/220.

По справочнику выбираются силовые трансформаторы с высшим напряжением 220 кВ для каждого пункта, сведения о которых представлены в табл. 1.1.11.

Таблица 1.1.11 - Технические данные выбранных трансформаторов

Тип трансформатора

SТР

МВА

UH BH

кВ

UH HH

кВ

UK

%

кВт

кВт

%

R,

Ом

X,

Ом

Пункт

потребителя

ТРДН – 40000/220

40

230

10,5

12

170

50

0,9

5,6

158,7

3,4,5,6,7,8

Типы выбранных трансформаторов:

ТРДН - трансформатор трехфазный с расщеплённой обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла с системой регулирования напряжения под нагрузкой.

Рассчитываются потери активной мощности в трансформаторе по формуле:

,  (1.1.25)

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт.

Рассчитываются потери реактивной мощности в трансформаторе по формуле:

,  (1.1.26)

Мвар,

Мвар,

Мвар,

Мвар,

Мвар,

Мвар.

Рисунок 1.1.19 - Расчетная схема сети

Определяется зарядная мощность участков сети, примыкающих к подстанции по формуле:

,  (1.1.27)

Мвар,

Мвар,

Мвар,

Мвар,

Мвар,

Мвар,

Мвар.

Определяются расчетные нагрузки подстанций по формуле:

,  (1.1.28)

где Si – нагрузка потребителя в соответствующем режиме на стороне низшего напряжения подстанции, МВА,

      ΔPтр, ΔQтр – потери активной и реактивной мощности в трансформаторах, соответственно МВт, Мвар,

      Qci/2 – зарядная мощность участка сети, примыкающего к подстанции, Мвар.

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА.

1.1.7 Уточненный расчет отобранного варианта

Утонченный расчет в режиме наибольших нагрузок

Определяем потоки мощности по номинальному напряжению.

 

 

Рисунок 1.1.20 - Распределение мощности по участкам схемы.

Участок 2-3:

 

Участок 3-6:

 

Участок 5-6:

 

«Разрезаем» схему в точке 6 потокораздела по активной и реактивной мощности.

Участок 1-5:

 

Участок 7-8:

 

Участок 1-7:

 

Участок 1-4:

 

Расчёт уровней напряжения.

Рассчитаются потери напряжения участков линии с учетом ,что напряжение на шинах источника питания при наименьших нагрузках-1,04Uн

кВ,

      

Напряжение на стороне низшего напряжения приведенное к стороне высшего напряжения:

 , (1.1.29)

 

В режиме максимальных нагрузок потеря напряжения находится в пределах диапазона регулирования трансформаторов.

Уточненный расчет в режиме наименьших нагрузок

Определяются нагрузки потребителей в соответствии с заданным коэффициентом уменьшения нагрузки. Наименьшая нагрузка составляет 50% от наибольшей. Активная мощность потребителей определяется по формуле:

,  (1.1.30)

где - коэффициент уменьшения нагрузки, .

 

Реактивная мощность потребителей определяется по формуле:

,  (1.1.31)

где - активная мощность в режиме наименьших нагрузок, МВт,

      - реактивная мощность в режиме наибольших нагрузок, Мвар,

      - активная мощность в режиме наибольших нагрузок, МВт.

 

Для остальных пунктов проедятся аналогичные вычисления, и полученные данные сводятся в таблицу 1.1.11.

Таблица 1.1.11 Активная и реактивная мощность.

№ пункта

3

11,3

5,1

4

6,4

2,6

5

7,6

2,7

6

13,2

4,1

7

11,5

1,1

8

13,7

4,5

В режиме наименьших нагрузок следует оценить выгодность отключения одного из трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях. Отключение выгодно, если выполняется условие:

 (1.1.32)

 

Производится заново расчет потерь мощности в трансформаторах по формулам (1.1.25), (1.1.26). Зарядная мощность линий от нагрузки не зависит.

 

Для остальных трансформаторов потери рассчитываются аналогично.

Таблица 1.1.12. Активные и реактивные потери мощности в трансформаторах.

№ пункта

3

0,07

0,8

4

0,06

0,5

5

0,06

0,6

Продолжение таблицы 1.1.12

6

0,07

0,9

7

0,06

0,8

8

0,07

1

Определяются расчетные нагрузки подстанций по формуле (1.1.27) и полученные данные сводятся в таблицу 1.1.13:

Таблица 1.1.13 - Расчётная мощность в режиме наименьших нагрузок.

, МВА

, МВА

, МВА

, МВА

, МВА

, МВА

11,4+j5,9

6,5+j3,1

7,7+j3,3

13,3+j5

11,5+j1,9

13,8+j5,5

Производится уточненный расчет потокораспределения в наименьшем режиме.

 

 

 

Рисунок 1.1.21 - Распределение мощности по участкам схемы.

Участок 5-6:

 

Участок 3-6:

 

Участок 2-3:

 

Участок 7-8:

 

Участок 1-7:

 

Участок 1-4:

 

Рассчитаются потери напряжения участков линии с учетом, что напряжение на шинах источника питания при наименьших нагрузках-1,02Uн

кВ,

 

 

Напряжение на стороне низшего напряжения приведенное к стороне высшего напряжения

 

В режиме минимальных нагрузок потеря напряжения находится в пределах диапазона регулирования трансформаторов.

Уточненный расчет в послеаварийном режиме

Предполагается, что произошла авария на участках 2-3, 1-4, 1-7 тогда получится:

 

 

 

Рисунок 1.1.22 - Потокораспределение в послеаварийном режиме

Определяются сопротивления головных участков в послеаварийном режиме:

Ом, Ом,

Ом, Ом.

Участок 3-6:

 

Участок 5-6:

 

Участок 1-5:

 

Участок 7-8:

 

Участок 1-7:

 

Участок 1-4:

 

Расчёт уровней напряжения.

Рассчитаются потери напряжения участков линии с учетом, что напряжение на шинах источника питания при аварийных нагрузках-1Uн

кВ,

 

 

Напряжение на стороне низшего напряжения приведенное к стороне высшего напряжения

 

В аварийном режиме нагрузок потеря напряжения находится в пределах диапазона регулирования трансформаторов.

1.1.8 Определение действительных напряжений

Основным экономически целесообразным средством регулирования напряжения в сети являются трансформаторы с регулированием коэффициента трансформации под нагрузкой (РПН).

В этом пункте проекта выбираем рабочие ответвления понижающих трансформаторов, обеспечивающие поддержание требуемых отклонений напряжения на шинах 10 кВ подстанций во всех рассматриваемых режимах работы.

Рассчитаем только напряжение 7 потребителя в наибольшем, наименьшем и аварийном режимах соответственно.

Регулирование напряжения в режиме  наибольших нагрузок

Напряжение расчетного ответвления устройства РПН, которое бы обеспечило желаемое напряжение на стороне низкого напряжения определяется по формуле:

,  (1.1.33)

где Ui' -напряжение на шинах НН i-го пункта, приведенное к стороне ВН, кВ,

      Uхх = 11кВ – напряжение холостого хода трансформатора, кВ,

      Uжел = 10,4кВ – желаемое напряжение на стороне НН, кВ.

Определяется напряжение на шинах НН i-го пункта, приведенное к стороне ВН по формуле:

,  (1.1.34)

 

кВ.

Стандартное напряжение ответвления находится по формуле:

,  (1.1.35)

где n – номер ответвления,

     Е – ступень регулирования, %,

     nE – предел регулирования, равный   ±9∙1,78.

Подбирая номер ответвления n добиваются, чтобы U1отв = Uотв.

В наибольшем режиме n = +5 соответственно:

кВ.

Определяется действительное напряжение на шинах НН по формуле (1.1.33):

кВ.

Регулирование напряжения в режиме наименьших нагрузок

Определяется напряжение на шинах НН i-го пункта, приведенное к стороне ВН:

 

кВ.

В наименьшем режиме n = +4 соответственно:

кВ.

Определяется действительное напряжение на шинах НН в режиме наибольших нагрузок:

кВ.

Регулирование напряжения  в послеаварийном режиме

Определяется напряжение на шинах НН i-го пункта, приведенное к стороне ВН:

 

кВ.

Стандартное напряжение ответвления:

В аварийном режиме n = +2 соответственно

кВ.

Определяется действительное напряжение на шинах НН в режиме аварийных нагрузок:

кВ.


1.2 Проектирование понизительной трансформаторной подстанции

1.2.1 Разработка электрической части трансформаторной подстанции

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

Главная схема электрических соединений подстанции является тем основным элементом, который определяет все свойства, особенности и техническую характеристику подстанции в целом. При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования и аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме, а также принципиальное решение вопросов защиты, степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции. Последние вопросы в свою очередь оказывают непосредственное влияние на наличие или отсутствие эксплуатационного и ремонтного персонала на подстанции.

При проектировании ТП решены следующие вопросы, являющиеся исходными для выполнения проекта подстанции:

  1. назначение и роль подстанции;
  2. схема присоединения к системе;
  3. мощность и токи короткого замыкания на сторонах ВН и НН;
  4. режим заземления нейтралей трансформаторов.

Требования к схеме подстанции, вытекающие из расчетов электродинамической устойчивости.

Надежность уже выбранной главной схемы электрических соединений определяется надежностью ее составляющих элементов, в число которых входят силовые трансформаторы, отделители, разъединители, короткозамыкатели, сборные шины, выключатели, а также линии электропередачи.

Экономическая целесообразность главной схемы электрических соединений подстанции определяется суммарными минимальными расчетными затратами.

Экономичность главной схемы подстанции достигается за счет:

Применения упрощенной схемы без выключателей на высшем
напряжении;

Избежание создания сложных коммутационных узлов;

Применение трехфазных трансформаторов.

Из выше изложенного следует, что основными требованиями, которыми должна удовлетворять главная схема электрических соединений подстанции являются:

Надежность электроснабжения, экономичность, сохранение устойчивости электропередачи.

Таким образом, курсовой проект представленный далее раскрывает все аспекты, изложенные выше, поэтому можно с уверенностью сказать, что вопросы, решённые в данной работе могли бы применятся на практике в различных энергетических предприятиях и объектах.

Выбор силового трансформатора производится в зависимости от его номинальной мощности и напряжения подаваемого на первичную обмотку трансформатора.

Таблица 1.2.1 Технические данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов

Тип

трансформатора

SТР

МВА

UH BH

кВ

UH HH

кВ

UK

%

кВт

кВт

R,

Ом

Х,

Ом

%

ТРДН – 40000/220

40

230

11

12

170

50

5,6

159

0,9

Составление схемы выдачи электрической энергии.

На основании задания на дипломный проект составляется схема выдачи электроэнергии, которая необходима для расчетов токов в нормальном режиме работы. Согласно заданию имеются три категории потребителей электроэнергии, две питающие линии напряжением 220 кВ и 12 отходящих линий напряжением 10 кВ.

Деление схемы на две секции секционированным выключателем делает ее более гибкой и обеспечивает бесперебойность питания потребителей. Для надежности применена мостиковая перемычка.

Рисунок 1.2.1 - Схема выдачи электроэнергии ТП 220/10 кВ с двумя трансформаторами мощностью 40 МВА

Определение значений токов на присоединениях.

Определяются значения токов на стороне высшего напряжения. , (1.2.1)

.

Определяются значения токов на стороне низшего напряжения. , (1.2.2)

.

Определяются значения токов на отходящих линиях.

 , (1.2.3)

,

,

,

.

Составление схемы первичных соединений трансформаторной подстанции.

Так как данная подстанция является ответвительной, то на этом основании выбирается проходная схема 220-5Н, которая представлена на рисунке 1.2.2.

В зависимости от величины напряжения ее тока выбираются коммутационные аппараты.

 


Принципиальный выбор аппаратов на присоединение. 

Рисунок 1.2.2 - Схема первичных соединений подстанции 220/10 с двумя трансформаторами ТРДЦН Sн=40 МВА.

Проектируемая ТП-220/10 кВ предназначена для электроснабжения коммунально-бытовых и промышленных потребителей. На всех ступенях электроснабжения применяются блочные схемы электрических соединений подстанции без сборных шин. На напряжение 10 кВ применяется схема с двойной системой шин, секционированной на две части выключателем. К каждой секции присоединено несколько кабельных или воздушных линии напряжением 10 кВ.

1.2.2 Выбор оборудования и коммутационной аппаратуры по параметрам рабочего режима

Согласно нормам технологического проектирования выбор схем распределительных устройств определяется напряжением распределительных устройств, количеством присоединений и наличием аварийного резерва в системе.

Критерием оптимальности является минимум приведенных затрат с учетом ущерба от недоотпуска электрической энергии с шин проектируемой подстанции из-за отказов оборудования распределительных устройств.

Для определения вероятности ремонтного режима схемы распределительных устройств выявляются элементы, вывод в ремонт которых влияет на надежность схемы. К числу таких элементов относятся выключатели и системы шин, непосредственно соединенные с трансформатором и потребителем.

Проектируемая ТП-220/10 кВ имеет распределительные устройства, служащие для приема и распределения электроэнергии и содержащие коммутационные аппараты, устройства защиты и автоматики, измерительные приборы, сборные шины и вспомогательные устройства.

Распределительные устройства высшего напряжения выполняют открытыми (ОРУ), низшего - закрытыми (ЗРУ) или комплектными (КРУ). Применение ОРУ уменьшает стоимость и сокращает сроки монтажа, замены и демонтажа электрического оборудования подстанций. Однако обслуживание ОРУ несколько сложнее, чем ЗРУ.

В проекте рассматривается вариант применения комплектной трансформаторной подстанции блочной модернизированной на напряжение 220 кВ  типа КТПБ(М)220.

Таблица 1.2.2 Технические данные КТПБ(М)220

Наименование параметра

Значение

параметра

на стороне

220 кВ

10 кВ

Номинальная мощность основного трансформатора, кВА

40000

--

Номинальное напряжение, кВ

220

10

Номинальный ток главных цепей, А

630

2000

Номинальный ток сборных шин, А

1000

2600

Ударный ток короткого замыкания, кА

51

80

Допускаемые усилия приёмных устройств на одну фазу, Н

980

980

Номинальное напряжение вспомогательных цепей переменного тока, В

380/220

380/220

Оборудование РУ низшего напряжения, размещается в закрытом помещении (ЗРУ) или шкафах распределительных устройств наружной установки (КРУН).

В проекте рассматривается вариант установки комплектного распределительного устройство наружной установки напряжением 6-10 кВ (КРУН) серии К-59У1.

Таблица 1.2.3 Технические данные КРУН серии К-59У1.

Наименование параметра, показателя классификации

Значение

параметра,

исполнения

Номинальное напряжение (линейное) при частоте 50 Гц, кВ

10

Наибольшее рабочее напряжение (линейное), кВ

12,0

Номинальный ток главных цепей ячеек КРУ при частоте 50 Гц, А

2000

Номинальный ток сборных шин при частоте 50 Гц, А

2000

Ток термической стойкости, кА

20

Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей ячеек КРУ, кА

51

Коммутационная аппаратура.

Надежная и экономическая работа электрических аппаратов и токоведущих частей (шины, кабели и др.) может быть обеспечена лишь при их правильном выборе по условиям работы как в длительном (нормальном) режиме, так и в режиме короткого замыкания.

Для длительного режима аппараты и проводники выбирают по номинальному напряжению, допускаемому нагреву при длительном протекании тока, конструктивному исполнению и условиям окружающей среды.

Выбор аппаратов и проводников по допускаемому нагреву должен удовлетворять форсированному режиму работы, который возникает в следующих случаях: при отключении одной из двух работающих параллельных линий, при использовании перегрузочной способности силовых трансформаторов, силовых кабелей и др.

По конструктивному исполнению аппараты и проводники выбирают таким образом, чтобы они по конструкции и своим технико-экономическим показателям наилучшим образом соответствовали условиям работы электроустановки.

После выбора аппаратов и проводников по условиям длительного режима их проверяют:

на электродинамическую и термическую устойчивости при протекании токов КЗ вызывающих наибольшие механические напряжения и нагрев. Отключающие аппараты (выключатели, предохранители) выбирают также по отключающей способности.

Исходя из справочной литературы принимают к установке на стороне высшего напряжения в ОРУ-220 кВ разъединители наружной установки типа РНД(З)-2-220/1000ХЛ1 и РНДЗ-1-220/1000ХЛ1, элегазовые выключатели типа ВЭБ – 220, разрядники вентильные РВС-220, заземлители типа ЗОН 220М – (I) II УХЛ1.

На стороне низшего напряжения в К-59У1 заземляющие разъединители типа ЗР 10, вакуумные выключатели на выкатных тележках типа ВВЭ -М – 10-31,5/2000 У3 и ВВЭ -М – 10-20/630 У3, ограничители перенапряжения типа ОПН.

Разъединителем – называется электрический аппарат, предназначенный для отделения оборудования РУ от напряжения на время ремонта, а также для изменения схемы РУ. По технике безопасности требуется, чтобы разъединитель во время ремонта был заземлен с обеих сторон. Для этого предусмотрены заземляющие ножи разъединителей.    

Для управления разъединителем применяются ручные, электродвигательные, и пневматические приводы. Отключение нагрузочных токов может вызвать к.з. между полюсами разъединителя. Поэтому во избежание ошибочного отключения под током нагрузки в разъединителях предусматриваются специальные блокировки.

Требования, предъявляемые к разъединителям, следующие:

  1.  Разъединители в отключенном положении должны создавать ясно видимый разрыв цепи, соответствующий классу напряжения установок;
  2.  Приводы разъединителей должны иметь устройство фиксации в каждом из двух оперативных положений: включенном и отключенном.

Разъединители должны беспрепятственно включаться и отключаться при любых наихудших условиях окружающей среды.  

Таблица 1.2.4 Выбранные разъединители на стороне 220 кВ

Тип разъединителя

кВ

А

термической стойкости допустимое время отключения

Предельный

сквозной ток, кА

РНД(З)-2-220/1000ХЛ1

220

1000

40\3

100

РНД(З)-1-220/1000ХЛ1

220

1000

40\3

100

Таблица 1.2.5 Выбранные разъединители на стороне 10 кВ

Тип

Разъедини-

теля

Uном

кВ

Iном

А

Предельный

сквозной ток, кА

Ток термической

стойкости,кА

Время

прохождения наиб. тока тер.стойкости

Тип привода

ЗР 10

10

2000

85

31.5/4

ПР-3УЗ

Выключатели служат для коммутации электрических цепей во всех эксплуатационных режимах: включения и отключения токов нагрузки, токов намагничивания трансформаторов и зарядных токов линий и шин, отключения к.з., а также при изменениях схем электрических установок.

Требования, предъявляемые к выключателям во всех режимах работы, следующие:

  1.  Быстродействие при отключении, то есть гашение дуги в возможно меньший промежуток времени;
  2.  Надежное отключение любых токов в пределах номинальных значений;
  3.  Пригодность для автоматического повторного включения электрической цепи защитой;
  4.  Взрыво и пожаробезопасность.

На подстанции применяют выключатели разных типов и конструкций. В них заложены различные принципы гашения дуги и используются различные дугогасящие среды. Преимущественное распространение получили элегазовые и вакуумные выключатели.

Таблица 1.2.6 Выбранные выключатели на стороне 10 и 220 кВ

Тип выключателя

кВ

А

отключения

кА

Время отключения

с

Время включения

с

кА

ВЭБ – 220

220

400

40

0,035

0,08

100

ВВЭ-М-10-31,5-2000 У3

10

3150

31,5

0,075

--

80

ВВЭ-М-10-20-630 У3

10

630

20

0,05

--

52

Для защиты оборудования от перенапряжений, на стороне высшего напряжения по номинальному напряжению, по справочной литературе принимают к установке для нейтрали выбирают разрядники типа РВС-110МУ1.

Таблица 1.2.7 Разрядники

Тип

разрядника

Высота, мм

Масса, кг

РВС-220М У1

5600

255

РВС-110МУ1

4500

210

Ограничители типа ОПН-10ХЛ1 предназначены для защиты трансформаторов, электрооборудования распределительных устройств и аппаратов от атмосферных и коммутационных перенапряжений в сетях напряжения 2200 кВ переменного тока частоты 48-62 Гц с заземленной нейтралью. Эффективно применение в районах с высокой грозовой активностью и в сетях с особо ответственным оборудованием.

ОПН-10ХЛ1 применяются для наружной внутренней установки в условиях умеренного и холодного климата при температуре окружающего воздуха от –60°С до +40°С на высоте не более 2000 м над уровнем моря (УХЛ1 по ГОСТ 15150). Ограничители длительно выдерживают механическую нагрузку до 500 Н от тяжения провода в направлении, перпендикулярном вертикальной оси.

Таблица 1.2.8 Технические характеристики ограничителей напряжения

Тип ОПН

Uном кВ

Наиб. рабочее фазное U, кВ

U допустим. в течение времени, 20мин, 20с, 3,5с,1,0с.

При коммутационых перенапряжениях

при импульсе I=280 кА

При грозовых перенапряж.при

t=8мкс, Iамп=10кА

ОПН-КС/ТЕL-10/10,5УХЛ2

10

73

88,95,100,105

175/190

280


1.2.3 Расчёт токов короткого замыкания

Разработка расчетной схемы.

Аппараты электроустановок, в том числе РУ подстанций должны удовлетворять всем режимам функционирования соответствующих электроустановок или отдельных частей: нормальному, ремонтному, аварийному, послеаварийному режимам.

В нормальном режиме все элементы находятся в работе и функционируют в соответствии с запланированными для них нагрузками и качественными показателями.

Аварийный режим наступает при внезапном нарушении нормального режима.

При выборе аппаратов за расчетный аварийный режим принимается режим короткого замыкания. После отключения короткого замыкания наступает послеаварийным режим. Для проверки аппаратов данного присоединения по аварийному режиму необходимо, прежде всего, оценить расчетные условия короткого замыкания, то есть составить расчетную  схему,  наметить места расположения расчетных точек короткого замыкания, определить расчетное время протекания токов короткого замыкания и расчетный вид короткого замыкания.

Расчёт токов короткого замыкания производится для выбора аппаратов, проводников, числа заземлённых нейтралей в системе, проектирования и настройки релейной защиты и автоматики, выявления влияния высоковольтных линий электропередач на линии связи и сигнализации.

Для расчётов составляются расчётная схема и схемы замещения.

Расчетная схема составляется на основании схемы электроснабжения в условиях длительной ее эксплуатации. Коротковременные изменения в схеме не учитываются. Учитываются перспективы развития на пять лет вперед.

На схеме в виде графических обозначений показываются источники (система, генераторы), силовые трансформаторы, воздушные и кабельные линии, реакторы и их основные параметры, необходимые для расчета.

Так как данная схема электроснабжения предназначена для напряжения выше 1000 В, то на расчетной схеме коммутационные аппараты не показываю, то есть их сопротивления не учитываются.

В целях упрощения расчетов для каждой электрической ступени вместо действительного напряжения на шинах указывают среднее напряжение.


Рисунок 1.2.3 - Расчетная схема электроснабжения с точками КЗ

Выбор расчетных точек к.з..

Точки короткого замыкания выбираются так, чтобы по проверяемым аппаратам протекал наибольший ток, следовательно, точка к.з. должна находиться сразу же за этими аппаратами.

Если проверяемые аппараты предназначены только на напряжение выше 1000 В, то выбираем две расчетные точки к.з.:

К1 - точка для проверки аппаратов до трансформатора;

К2 - точка для проверки аппаратов после трансформатора и системы сборных шин (только одна точка, так как сопротивление от источника до К2 и до потребителей будет одинаково, потому что сопротивление аппаратов не учитывается).

На расчетной схеме указываются точки короткого замыкания (рисунок 1.2.3).

Составление схемы замещения для каждой точки к.з..

На основе расчетной схемы для каждой точки к.з. составляется схема замещения, которая представляется в виде индуктивных и активных сопротивлений.  Так как в данном случае проектируемый тип подстанции ТП 220/10, то активные сопротивления не показываем.

Составление схемы замещения для точки К1.

Рисунок 1.2.4 - Схема замещения первичных соединений для точки К1, питание от системы

Составление схемы замещения для точки К2.

Рисунок 1.2.5 - Схема замещения первичных соединений для точки К2, питание от системы

Принятие базисных условий.

На схеме замещения показанные сопротивления находятся на разных ступенях напряжения.

Для преобразования схемы замещения необходимо все сопротивления преобразовать к одним и тем же условиям (к базисным условиям). За базисные условия принимаются два параметра: Sб и Uб. Независимо от того, в каких единицах определяются значения сопротивления, за базисные условия всегда принимаются  Sб и Uб.

За Sб принимается любое значение, кроме нуля и отрицательного. Но чаще всего за  Sб принимают мощность системы (для упрощения расчета), а за Uб принимают только напряжение, где находится точка к.з.

На основе выше сказанного принимаем  для точки К1: Sб=210 МВА и Uб=231кВ, а для точки К2: Sб=210 МВА и Uб=10,5 кВ.

Определение сопротивлений с указанием их значений на схеме замещения.

Сопротивления элементов могут быть заданы в именованных или относительных единицах. В относительных единицах значения задаются в процентах или в долях. В это же время необходимо перевести все к базисным условиям.

Определяем сопротивления в именованных единицах для точки К1:

Система:

  Ом.

Линия:

  Ом,

X0=0,4 Ом/км – для ВЛ 220 кВ марки АС-240.

Линия:

  Ом,

X0=0,405 Ом/км – для ВЛ 220 кВ марки АС-240.

Найденные значения сопротивлений для К1 указываем на схеме замещения (рисунок 1.2.4).

Определяем сопротивления в именованных единицах для точки К2:

Система:

Ом.

Сопротивления трансформаторов на ВН и НН определяются по следующим формулам: 

 , (1.2.4)

 . (1.2.5)

Получится:

Ом,

Ом,

.

ХТ% для трансформатора ТРДН 40000/220/10.

Линия:

Ом,

X0=0,4 Ом/км – для ВЛ 220 кВ марки АС-240.

Линия:

Ом,

X0=0,4 Ом/км – для ВЛ 220 кВ марки АС-240.

Найденные значения сопротивлений для К2 указываем на схеме замещения (рисунок 1.2.5).

Преобразование схем замещения к простейшему виду.

Целью преобразования схемы замещения является ее приведение к простейшему виду.

Преобразования, применяемые в расчетах обычных линейных электрических цепей, включают в себя нахождение эквивалентной ЭДС, последовательное и параллельное сложение сопротивлений, преобразование треугольника в звезду и обратно.

Рисунок 1.2.6 - Упрощенная схема замещения для точки К1, питание от системы

Находим эквивалентные сопротивления и показываем их на упрощенной схеме замещения (рисунок 1.2.6).

  Ом,

Ом,

Ом.

Рисунок 1.2.7 - Упрощенная схема замещения для точки К2, питание от системы

Находим эквивалентные сопротивления и показываем их на упрощенной схеме замещения (рисунок 1.2.7).

Ом,

Ом,

Ом,

Ом.

Определение необходимых значений токов к.з..

Токи к.з определяются по разному в зависимости от  мощности источника. Для того чтобы решить к какой мощности относится источник питания, вычисляется относительное расчетное сопротивление.

Если значение>3, то Sсист= - это источник питания неограниченной мощности.

Если значение<3, то Sсист - это источник питания ограниченной мощности.

Для точки К1 :

,

<3,  значит Sсист - источник питания ограниченной мощности.

Для точки К2 :

,

<3,  значит Sсист - источник питания ограниченной мощности.

Вычисление токов к.з. от источника ограниченной мощности.

- действительное значение переходного тока периодической составляющей в первый момент действия переходного процесса, вычисляют для проверки на динамическую устойчивость.

- вычисляют для проверки на термическую устойчивость.

Для точки К1:

При определении токов к.з. существуют некоторые сложности, связанные с тем, что:

1) ЭДС генератора изменяется по сложному закону в зависимости не только от параметров генератора, а так же с учетом степени воздействия АРВ;

2) Сопротивление генератора при ПП не остается постоянным.

Поэтому токи к.з. вычисляются по расчетным кривым, которые строятся с учетом выше перечисленного.

Пользуясь кривыми затухания для турбогенераторов с АРВ, определяем:

при ,

,

,

кА,

кА,

кА,

кА.

=1,8– для систем напряжением выше 110 кВ.

кА.

Для точки К2:

при ,

,

,

кА,

кА,

кА,

кА,

=1,2– для систем напряжением выше 1000 В.

кА,

В итоге были получены такие данные токов короткого замыкания:

Для К1: кА;

кА;

кА.  

Для К2: кА;

кА;

кА.

1.2.4 Проверка коммутационно-защитной аппаратуры на действие токов к.з.

Проверка на термическую устойчивость.

Термическая устойчивость аппаратов характеризуется током термической устойчивости , приведенному к некоторому расчетному времени .

- тепловой импульс, он характеризует допустимое количество тепла.

Для проверки аппаратов на термическую устойчивость необходимо следующее условие:

,

где - расчетный тепловой импульс,

       - фиктивное время действия токов к.з. , оно принимается вместо , при котором количество тепла, выделяемое из проводника при замене действительного тока на будет таким же.

,

       - апериодическая составляющая,

где   - коэффициент затухания ,

       - периодическая составляющая, определяется по кривым в справочной литературе.

с,

где n=1 – ступень селективности,

(0,5…0,7)сек – время для обеспечения необходимой селективности.

Проверка на термическую устойчивость аппаратов для точки К1:

,

,

с,

выбирается по графику, ,

.

Должно выполняться условие:

.

1) Проверяются выключатели Q1, Q2, Q3 марки ВЭБ – 220:

,

условие выполняется.

2) Проверяются разъединители QS1 – QS12 марки РНД(З)-2-220/1000 УХЛ1:

,

условие выполняется.

Проверка на термическую устойчивость аппаратов для точки К2:

,

,

с,

выбирается по графику, .

.

Должно выполняться условие:

.

Значения и берем из табл. 2 для каждого аппарата.

1) Проверяются выключатели Q4– Q7 марки ВВТЭ  – 10:

,

условие выполняется.

Проверка на динамическую устойчивость.

Устойчивость аппаратов оценивается предельно допустимым амплитудным значением сквозного тока .

Условие проверки:

.

Для точки К1.

1) Проверяются выключатели Q1, Q2, Q3 марки ВЭБ – 220:  4,6<45 кА  условие выполняется.

2) Проверяются разъединители  QS1 – QS12 марки РНД(З)-2-220/1000 УХЛ1:

4,6<80 кА  условие выполняется.

Для точки К2.

2) Проверяются выключатели Q4– Q7 марки ВВЭ-М – 10:  70<80 кА  условие выполняется.

Проверка на отключающую способность

Отключающая способность оценивается выполнением следующего условия:

 ,

где - номинальный ток отключения, значение которого берем из таблицы 1.2.2.

Для точки К1.

1) Проверяются выключатели Q1, Q2, Q3 марки ВЭБ – 220:  1,8<20 кА  условие выполняется.

Для точки К2.

1) Проверяются выключатели Q4– Q7 марки ВВЭ-М– 10: 31<31,5 кА  условие выполняется.

1.2.5 Выбор измерительных трансформаторов и электроизмерительных приборов

С помощью электроизмерительных приборов производятся измерения и контроль следующих параметров:

  1.  нагрузки (амперметром);
  2.  качества электрической энергии (вольтметром, частотомером);
  3.  распределения активной и реактивной мощности между параллельно работающими генераторами (ваттметром и варметром);
  4.  количества выработанной или потребляемой энергии (счетчиками активной и реактивной энергии);
  5.  величины коэффициента мощности (фазометром).

Измерение тока должно производиться в цепях всех напряжений, где оно необходимо для систематического контроля технологического процесса или оборудования. В цепях переменного трехфазного тока следует, как правило, измерять ток одной фазы.

Измерение напряжения, как правило, должно производиться на секциях сборных шин, которые могут работать раздельно (на подстанциях допускается измерять напряжение только на стороне низшего напряжения).

Техническим (контрольным) учетом электрической энергии называется учет для контроля расхода электроэнергии.

Счетчики, установленные для технического учета, называются счетчиками технического учета. Для схем электроснабжения основных объектов допустимый класс точности расчетных счетчиков 1,0. Для технического учета применяются счетчики класса точности 2,0.

Класс точности счетчиков реактивной энергии должен выбираться на одну ступень ниже соответствующего класса точности счетчиков активной электроэнергии.

Выбор электроизмерительных приборов на ТП 220/10 Sн=40 МВА.

Выбор пределов измерения электроизмерительных приборов зависит от номинальных параметров работы электроустановок.

Для производства электрических измерений в стационарных электроустановках промышленных предприятий, как правило, применяются щитовые аналоговые приборы. В основу их конструкции наиболее часто закладываются системы: магнитоэлектрическая, электромагнитная, ферродинамическая, индукционная, детекторная и термоэлектрическая.

Для выбора электроизмерительных приборов, рассчитаем значения токов на высшей и низшей стороне трансформатора:

,

.

На стороне высшего напряжения подстанции (I1=210 A) выбирается 3 амперметр типа Э-377 класса точности 1,5, страницы 118-126, включаемый через трансформатор тока (вторичный ток 5 А), частоты 50 Гц, предел измерения 0…300 А. Потребляемая мощность катушки тока 0.1 ВА.

Выбираются по справочной литературе, на сторону высшего напряжения три вольтметра типа Э377 класса точности 1,5, частоты 50 Гц, включаемые через трансформатор напряжения, имеющие предел измерения  250 кВ. Потребляемая мощность указанных приборов 0,1 ВА.

Выбираются по справочной литературе, на сторону низшего напряжения на вводе три амперметра типа Э377 класса точности 1,5, частоты 50 Гц, включаемые через трансформатор тока, имеющие предел измерения 2000 А. Потребляемая мощность указанных приборов 0,1 ВА.

Выбираются по справочной литературе, на сторону низшего напряжения на отходящих линиях два амперметра типа Э377 класса точности 1,5, частоты 50 Гц, включаемые через трансформатор тока, имеющие предел измерения 600 А. Потребляемая мощность указанных приборов 0,1 ВА.

Выбираются по справочной литературе, на сторону низшего напряжения три вольтметра типа Э377 класса точности 1,5, частоты 50 Гц, включаемые через трансформатор напряжения, имеющие предел измерения 12,5 кВ. Потребляемая мощность указанных приборов 0,1 ВА.

Выбираются счетчик реактивной энергии типа на высшую и низшую стороны подстанции Меркурий 230 АRT1-00. Он предназначен для коммерческого учета активной и реактивной электроэнергии в одном направлении по 4-м тарифам в в трёх- или четырёхпроводной сети переменного тока и работают как автономно, так и в составе АСКУЭ. Включается через любые трансформаторы тока и напряжения. Потребляемая мощность катушки напряжения 0,5 ВА, а катушки тока 0,1 ВА.

На высшую и низшую сторону  выбираются  ваттметр и варметр соответственно типов Д365 и Д365/1 ферродинамической системы, предназначен для измерения активной мощности в трехфазных трехпроводных цепях переменного тока частоты 50 Гц. Потребляемая мощность токовой обмотки 1,5 ВА и катушки напряжения 2,0 ВА.

Выбранные приборы и их технические данные приведены в таблицах 9 и 10.

Таблица 1.2.9 Технические характеристики выбранных амперметров и ваттметра

Приборы

Условно-графическое обозначение

Тип

Класс точности

Потребляемая мощность

катушки

ВА (Вт)

Пределы измерений

Масса, кг

Количество, шт.

напряжения

тока

Амперметр

Э377

1,5

-

0,1

0–300А

0,7

12

Амперметр

Э377

1,5

-

0,1

0–2000А

0,7

12

Амперметр

Э377

1,5

-

0,1

0–600А

0,7

28

Вольтметр

Э377

1,5

0.1

-

0-250кВ

0,7

12

Вольтметр

Э377

1,5

0.1

-

0–12,5кВ

0,7

12

Ваттметр

Д365

1,5

2.0

1,5

0–63Мвт

1,0

12

Варметр

Д365/1

1,5

2.0

1,5

0–63 Мвар

1,0

12

Таблица 1.2.10 Технические данные выбранных счётчиков электроэнергии

Наименование счетчика

Вид измерения энергии

Класс точности

Ном.

напряжение, В

Ном. (мах.) ток, А

Тарификатор, интерфейс, отсчетное уст-во.

Меркурий 230 ART1-00

Активный-реактивный

0,5

3 57,7/100

5(7,5)

внутренний, интерфейс CAN, ЖКИ, профиль мощности, журнал событий

Выбор трансформаторов тока.

Трансформатор тока предназначен для понижения первичного тока до стандартной величины (5 или 1 А) и для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы тока (ТТ) выбирают по номинальным значениям тока и напряжения первичной цепи, номинальной мощности вторичной цепи, классу точности и проверяют на электродинамическую и термическую устойчивость при протекании сквозных токов КЗ.

При выборе трансформаторов тока по номинальным напряжениям и току первичной цепи должны выполняться условия:

 , (1.2.6)

где UНТТ – номинальное напряжение трансформатора тока,

     UНУСТ – номинальное напряжение установки,

     IН1  – номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока,

     IРАБ.ФОРС.  – рабочий ток форсировки.

По классу точности трансформаторы тока выбирают в зависимости от типа и класса точности присоединяемых к ним приборов.

Исходя из условия по справочнику, принимаются трансформаторы тока, указанные в таблице 1.2.11.

Выбираем трансформаторы тока, включённые в полную звезду, типа ТФЗМ-220-БI на номинальное напряжение 220 кВ, ток первичной цепи 300 А, вторичной цепи 5 А, класс точности 0,5 и типа ТПОЛ-10 на номинальное напряжение 10 кВ, ток первичной цепи 0.6 кА, вторичной цепи 5 А, класс точности 1.

Таблица 1.2.11 Технические данные трансформаторов тока

Тип

трансформатора

Номинальное напряжение Uн, кВ

Номинальный

ток,

Iн, А

Вариант исполнения

вторичной обмотки

Класс

точности

Номинальная

нагрузка в классе,

Ом

Ток эл. Динамический стойкости, кА

Ток термической

стойкости, кА/доп. время, с

Номинальная предельная кратность вторичной обмотке для защиты

первичный

вторичный

0,5

10P

ТФЗМ-220-Б I

220

300

5

10Р

10P

---

2

24

9/3

18/15/12

ТЛ-10

10

2000

5

0,5/10P

0,5/10P

0,4

0,6

81

31,5/3

10

ТЛК-10

10

600

5

0,5/10P

0,5/10P

0,4

0,6

81

31,5/3

10

   

Для проверки трансформаторов тока по вторичной нагрузке пользуются схемой включения измерительных приборов и каталожными данными приборов. Выбор трансформатора тока по мощности сводится к сравнению его номинальной вторичной мощности с расчетной вторичной нагрузкой.


Таблица 1.2.12 Вторичная нагрузка трансформатора тока на стороне 220 кВ

Прибор

Тип

Потребляемая мощность катушки тока, ВА

A

B

C

Амперметр

Э377

0,1

0,1

0,1

Вольтметр

Э377

--

--

--

Ваттметр

Д-365

1,5

1,5

1,5

Варметр

Д-365/1

1,5

1,5

1,5

Счётчик  активной/реактивной энергии

Меркурий 230 ART1-00

0,1

0,1

0,1

Итого

3,2

3,2

3,2

Таблица 1.2.13 Вторичная нагрузка трансформатора тока на стороне 10 кВ

Прибор

Тип

Потребляемая мощность катушки тока, ВА

A

B

C

Амперметр

Э377

0,1

0,1

0,1

Вольтметр

Э377

--

--

--

Ваттметр

Д-365

1,5

1,5

1,5

Варметр

Д-365/1

1,5

1,5

1,5

Счётчик  активной/реактивной энергии

Меркурий 230 ART1-00

0,1

0,1

0,1

Итого

3,2

3,2

3,2

Выбор трансформаторов тока по мощности сводится к сравнению его номинальной вторичной мощности с расчётной нагрузкой. При этом следует соблюдать выполнение условия:

 Sн2Sрасч.2, (1.2.7)

где Sн2=I2н2 Zн2 – номинальная мощность трансформатора тока, ВА,

      Sрасч.2 – расчётная мощность вторичной цепи трансформатора тока, ВА,

     Iн2 – номинальный ток вторичной цепи трансформатора тока, А,

      Zн2 – номинальное сопротивление вторичной цепи трансформатора тока, Ом.

Расчётная мощность вторичной цепи трансформатора тока определяется по формуле:

Sрасч.2=∑Sприб.+I2н2 Rпров.+I2н2 Rк, (1.2.8)

где Sрасч.2 - расчётная мощность вторичной цепи трансформатора тока,

      ∑Sприб. – потребляемая мощность приборов, подключённых к трансформатору тока,

      Iн2 – номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока,

      Rпров. – активное сопротивление соединительных проводов,

      Rк – активное сопротивление контактов, принимают равным 0,1 Ом.

Тогда сопротивление соединительных проводов определяют по формуле:

. (1.2.9)

Для высокой стороны 220 кВ:

Номинальную мощность трансформатора тока определяют по формуле:

 , (1.2.10)

где IH 2 - номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока, IН 2 = 5 А,

      zH 2 - номинальное сопротивление вторичной цепи трансформатора тока в классе, при классе точности 0,5 rH 2 = 1,2 Ом.

.

Потребляемую мощность приборов, подключенных к трансформатору тока определяют по формуле:

, (1.2.11)

где потребляемая мощность обмотки амперметра SPA=0,1 ВА,

      потребляемая мощность токовой обмотки счётчика активной энергии SPI=0,1 ВА,

      потребляемая мощность токовой обмотки счётчика реактивной энергии SPK=0,1 ВА,

      потребляемая мощность токовой обмотки ваттметра SPW=1,5 ВА,

      потребляемая мощность токовой обмотки варметра SPQ=1,5 ВА.

Сопротивление соединительных проводов определяют по формуле:

,

Сечение соединительных проводов определяют по формуле:

. (1.2.12)

Принимают длину соединительных проводов в один конец l=30 м. Так как трансформаторы тока соединены по схеме полной звезды, то lрасч=l=30 м. Провода выбираются медные:

.

Так как по условию механической прочности сечение медных проводов для токовых цепей должно составлять не менее 2,5 мм2, то выбирают сечение провода 2,5 мм2.

С учётом выбранного сечения:

,

,

где Sрасч.2 - расчетная мощность вторичной цепи трансформатора тока, ВА.

Т.о. Sрасч2 ≤ Sн2, так как 11,05 ВА ≤ 30ВА, Условие выполняется. Выбранные трансформаторы тока проходят по мощности вторичной нагрузки.

Для низкой стороны 10 кВ.

Номинальная мощность трансформатора тока.

,

где IH2 - номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока, IН2 = 5 А,

      zH2 - номинальное сопротивление вторичной цепи трансформатора тока в классе, при классе точности 0,5 rH2 = 0,4 Ом.

,

Потребляемую мощность приборов, подключенных к трансформатору тока определяют по формуле:

,

где потребляемая мощность токовой обмотки ваттметра SPW=1,5 ВА,

      потребляемая мощность токовой обмотки варметра SPQ=1,5 ВА.

Сопротивление соединительных проводов определяют по формуле (1.2.9).

.

Сечение соединительных проводов определяют по формуле (1.2.12).

.

Принимают длину соединительных проводов в один конец l=24 м. Так как трансформаторы тока соединены по схеме полной звезды, то lрасч.=l=24 м. Провода выбираются медные:

,

Так же выбираются провода медные сечением 2,5 мм2

С учётом выбранного сечения:

,

.

 Т.о. Sрасч2=Sн2, так как 10ВА=10ВА. Условие выполняется. Выбранные трансформаторы тока проходят по мощности вторичной нагрузки.

Проверка трансформаторов тока на динамическую устойчивость.

Проверка трансформаторов тока на динамическую устойчивость выполняется по выражению.

 , (1.2.13)

где Iном1–номинальный ток первичной обмотки трансформатора, А,

      – кратность тока электродинамической стойкости.

Значение тока КЗ для точки К1:

,

.

Значение тока КЗ для точки К2:

,

.

Выбранные трансформаторы тока проходят по динамической устойчивости.

Проверка трансформаторов тока на термическую устойчивость выполняется по выражению.

 , (1.2.14)

где Вк - тепловой импульс по расчету,

      tТ - время термической стойкости по справочнику.

Для точки K1: .

Для точки К2:  .

Выбранные трансформаторы тока проходят по термической устойчивости.

Выбор трансформаторов напряжения.

Трансформаторы напряжения (ТН) выбирают по номинальному напряжению, вторичной нагрузке и классу точности.

При выборе трансформаторов напряжения по номинальному напряжению должно выполняться условие.

 , (1.2.15)

где UТН1 - номинальное напряжение первичной обмотки ТН,

     UН.УСТ - номинальное напряжение электроустановки.

Исходя из условия по справочнику, выбирают трансформатор напряжения с характеристиками указанными в таблицу 1.2.15.

Таблица 1.2.15 Технические данные трансформатора напряжения

Тип

Номинальное

напряжение обмоток, кВ

Номинальная мощность  для

выбранного

класса точности, ВА

Предельная мощность обмоток, ВА

ВН

НН

основной

НН

дополнит.

0,5

1,0

3,0

НКФ-220-58

220/

0,1/

0,1

400

600

1200

2000

ЗНОЛ 06-10УХЛ3

10/

0,1/

0,1

75

150

300

630

Типы выбранных  трансформатора напряжения:

НКФ - трансформатор напряжения каскадный, в фарфоровой покрышке; ЗНОЛ - трансформатор однофазный с естественным масляным охлаждением с заземленным выводом первичной обмотки;

Для питания контрольно-измерительных приборов установленных в КТПБ (М) и КРУН-10 кВ проектируемой ТП-220/10 кВ и определения расчетной мощности трансформаторов напряжения выбираются из справочника, все необходимые для расчета нагрузочные данные приборов  заносятся в таблицу 1.2.16.

Таблица 1.2.16 Вторичная нагрузка трансформаторов  напряжения на стороне 220 кВ

Прибор

Тип

Потребляемая

мощность катушки

напряжения, ВА

A

B

C

Амперметр

Э377

--

--

--

Вольтметр

Э377

0,1

0,1

0,1

Ваттметр

Д-365

2,0

2,0

2,0

Варметр

Д-365/1

2,0

2,0

2,0

Счётчик  активной/реактивной энергии

Меркурий 230 ART1-00

0,5

0,5

0,5

Итого

4,6

4,6

4,6

Таблица 1.2.17 Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения на стороне 10 кВ

Прибор

Тип

Потребляемая

мощность катушки

напряжения, ВА

A

B

C

Амперметр

Э377

--

--

--

Вольтметр

Э377

0,1

0,1

0,1

Ваттметр

Д-365

2,0

2,0

2,0

Варметр

Д-365/1

2,0

2,0

2,0

Счётчик  активной/реактивной энергии

Меркурий 230 ART1-00

0,5

0,5

0,5

Итого

4,6

4,6

4,6

Трансформаторы напряжения выбирают по номинальному напряжению, классу точности и вторичной нагрузке.

По вторичной нагрузке трансформаторы проверяют по условию:

Sт н.2 ≥ S2  , (1.2.16)

где Sт н.2 – номинальная мощность трансформатора напряжения в принятом классе точности,

       S2 – вторичная нагрузка трансформатора.

 Определяют вторичную нагрузку трансформаторов напряжения.

  , (1.2.17)

где суммарная активная мощность присоединяемых приборов,   

      суммарная реактивная мощность присоединяемых приборов.

Так как обмотки в катушках намотаны бифилярно, то

 . (1.2.18)

По нагрузке вторичной обмотки данного трансформатора на сторону высшего напряжения:

S2=SPI+SPK+SPW+SPQ+SPV=0,5+2,0+2,0+0,1=4,6ВА<<Sт.н.2=400 ВА.

Выбранный класс точности обеспечен.

По нагрузке вторичной обмотки данного трансформатора на сторону низшего напряжения:

S2=SPI+SPK+SPW+SPQ+SPV=0,5+2,0+2,0+0,1=4,6ВА<<Sт.н.2=75 ВА.

Условие выполняется. Выбранные трансформаторы тока проходят по мощности вторичной нагрузки.

На электродинамическую и термическую устойчивость трансформаторы напряжения не проверяются.

1.2.6 Проверка шин на электродинамическую устойчивость.

При напряжении 20 кВ и ниже в электроустановках используются шины с прямоугольной площадью сечения, при напряжении 35 кВ и выше - с трубчатой площадью сечения, на ОРУ подстанций 35 кВ и выше шины выполняются, как правило, из неизолированного многопроволочного провода.

На ОРУ-220 кВ блочной КТПБ(М)220 приняты шины с трубчатой площадью сечения, соединение трансформатора с КТПБ(М)220 выполнено неизолированным многопроволочным проводом, в КРУН-10 кВ серии К-59У1 принимаются шины с прямоугольной площадью сечения.

Шины выбираются по допустимому продолжительному (длительному) току Iдоп и проверяются на электродинамическую и термическую устойчивость.

При проверке шин на электродинамическую устойчивость должно быть выполнено следующее условие.

  , (1.2.19)

где - расчетное напряжение на изгиб, возникающее в материале шин при протекании ударного тока трехфазного короткого замыкания,

     - допустимое напряжение на изгиб материала шин.

Допустимые для ряда шин изгибающие напряжения в зависимости от материала, представлены в таблицу 1.2.18.

Таблица 1.2.18 Допустимые для ряда шин изгибающие напряжения

Материал

Допустимые напряжения, , МПа

Медь              МТ

140

Алюминий    АТ

70

Алюминий    АТТ

90

Сталь

160

             

Силу, действующую на шину при протекании ударного тока 3-х фазного короткого замыкания определяют по формуле:

  , (1.2.20)

где kф - коэффициент формы шин, зависящий от формы, размеров шин и расстояния между ними, (для прямоугольных шин - находится по кривым (рисунок 1.2.8) зависимости от отношения и ; если отношение или шины с круглой площадью сечения, то kф=1),

     - ударный ток трехфазного КЗ, для точки К2 ,

     l - длина пролета, м,

     а - расстояние между осями, м,

     h – толщина, м,

     b – ширина шины, м.      

Рисунок 1.2.8 - Кривые значений (kФ) формы шин

Момент сопротивления для шин расположенных в одной горизонтальной плоскости и установлены на ребро или они расположены в одной вертикальной плоскости и установлены плашмя определяют по формуле. . (1.2.21)

Момент сопротивления для шин расположенных в одной горизонтальной плоскости и установлены плашмя или они расположены в одной вертикальной плоскости и установлены на ребро определяют по формуле.

 . (1.2.22)

Момент сопротивления для круглых шин определяют по формуле. , (1.2.23)

где d - диаметр шины, м.

Определяют расчётное напряжение МПа при изгибе.

При одном или двух пролётах расчетное напряжение определяют по формуле.

  . (1.2.24)

При числе пролетов больше двух расчетное напряжение определяют по формуле.

  . (1.2.25)

Определяют IР.ФОРС при выходе из работы одной секции шин.

  , (1.2.26)

,

.

Выбирается номинальный ток РУ-10 кВ равный 2000 А. Исходя из выражения Iдоп Iр.мах , по справочнику выбираются шины типа АДО 120*10 , допустимый ток при числе полос на фазу 3: I=2070А. Задаются параметры конструкции шин: а=30 см, L=150см; для алюминиевых шин =7*103  Н/см2.

По значениям и   по кривым (рисунок 1.2.9) находят коэффициент формы проводников прямоугольной площади поперечного сечения, или так как , принимают kф = 1.

Силу, действующую на шины при токе трехфазного к.з. определяют по формуле (1.2.20).

.

Момент сопротивления при установке шин плашмя определяют по формуле (1.2.22).

W=.

Расчетное напряжение определяют по формуле (1.2.25).

.

Условие, формула (1.2.19), выполняется, так как 60,1 МПа ≤ 70 МПа, шины проходят по механической устойчивости.

Проверка шин на термическую устойчивость.

Определяют степень асимметрии при трёхфазном КЗ.

  , (1.2.27)

.

Зная, что tk =1,5 с, определяют приведённое время апериодической составляющей тока к.з. (рисунок 10) . Так как tk >1 с, то приведённое время апериодической составляющей тока короткого замыкания не учитывается.

Определяют температуру шин до короткого замыкания. , (1.2.28)

.

Рисунок 1.2.9 - Кривые для определения температуры нагрева токоведущих частей при КЗ

Рисунок 1.2.10 - Кривые приведенного времени апериодической составляющей тока к.з. при питании от турбогенератора с АРН

По значению по кривым (рисунок 1.2.9) определяют температура нагрева проводника при к.з.

Для алюминия - АН=0,4∙10 4 А2с/мм2 .

  , (1.2.29)

.

По значению АК = 0,4∙10 4 А2с/мм2  по кривым (рисунок  1.2.9) определяют температуру нагрева проводника.

, – это означает, что в момент тока трёхфазного КЗ выбранные шины практически не нагреются.

Таким образом, выбранные алюминиевые шины марки АТ 100×8 мм удовлетворяют всем условиям и могут быть приняты к установке.

Для высокой стороны 220 кВ:

Ошиновка ОРУ 220  кВ выполнена трубами алюминиевого сплава 1915 ОСТ 1-2-70, расположенными в один и два яруса, и сталеалюминевым проводом.

Нижний ярус трубчатой ошиновки 220 кВ опирается на колонки аппаратов или опорные изоляторы, на нем установлены специальные надставки, на которых закреплена ошиновка верхнего яруса.

Для выбора сборных шин определим токи нормального и форсированного режимов трансформатора.

,

.

Сборные шины выбираем по току .

В таблице 1.2.19 приведены значения длительных токов трубчатых шин.

Таблица 1.2.19 Значения длительных токов трубчатых шин

Диаметр шины, мм

Длительно допустимый ток, А

ЗРУ

ОРУ

Ок-ра-шенные

Неокра-шенные

При штиле (V=0) c учетом солнечной радиации

Неокрашенные шины  при скорости ветра V, м/с

При штиле (V=0)

D

d

Ок-ра-шенные

Не-окрашенные

1

2

5

Окра-шен-ные

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

70

64

1090

838

1163

925

1073

1346

1787

1230

80

74

1238

946

1316

932

1292

1654

2242

1394

90

80

1786

1342

1876

1314

1538

1997

2738

1988

100

90

1955

1477

2072

1436

1665

2170

2970

2198

100

91

1863

1406

1972

1367

1585

2066

2835

2092

100

94

1531

1156

1669

1124

1303

1698

2331

1720

120

100

3227

2415

3469

2314

2645

3467

4779

3616

120

110

2328

1742

2453

1669

1905

2499

3447

2609

140

120

3746

2381

3936

2637

3623

3912

5412

4191

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

150

130

4916

2965

4206

2797

3128

4132

5726

4481

150

140

2886

2134

3028

2014

2252

2952

4122

3226

180

170

3440

2512

3586

2336

2566

3415

4755

3826

180

174

2672

1957

2981

1820

1999

2660

3706

2981

210

190

5571

4027

5772

3695

3995

5354

7486

6171

По таблице 1.2.19 принимаем трубчатые шины из алюминиевого сплава 1915Т внутренним диаметром d = 64 мм , наружным диаметром D=70  и длительно допустимым током при штиле с учетом солнечной радиации  Iдоп=925 А. Условие Iном<Iдоп выполняется, так как 210<925. Принимаем длину пролёта шинной конструкции L=6 м, а расстояние между фазами L=3.5 м. 

Проверим выбранные трубчатые шины на термическую стойкость, приняв начальную температуру шины . По кривой 8 , рисунок 1.2.11, для температуры  находим .

Рисунок 1.2.11 - Кривые для определения конечной температуры нагрева шин при КЗ  Материал шин: 1-АДО, АДОМ, АД1М, АД1Н; 2-АД31Т1; 
3-АД31Т; 4-АД33Т1; 5-АД33Т; 6-АВТ1; 7-АВТ; 8-1915Т; 9-АМ

Для определения конечной температуры трубчатой шины определим по формуле значение вспомогательного коэффициента .

,

где S=,

 .

По значению АК = 0,256∙10 4 А2с/мм2  по кривым определяют температуру нагрева проводника.

, – это означает, что то шины термически стойкие.

Таким образом, выбранные алюминиевые трубчатые шины удовлетворяют всем условиям и могут быть приняты к установке.

Проверим выбранные трубчатые шины по условиям электродинамической стойкости. 

Максимальное механическое напряжение в материале шине определим по формуле:

,

где l – длина пролета шинной конструкции, м,

  - коэффициент формы шины, который для трубчатых шин принимается равным 1,

  - коэффициент, зависящий от взаимного расположения шин равный 1,

  - ударный ток трехфазного КЗ, А,

  - значение динамического коэффициента при трёхфазном КЗ, принимается равным 0,41,

  - для шинной конструкции с тремя и более пролетами, таблица 20, принимается равным 10,

 W - Момент сопротивления трубчатой шины, м3, определяется по формуле:

.

Таблица 1.2.20 Расчетные схемы шинных конструкций

Тип балки

Коэффициенты

Балка с одним пролетом

8

1

3,14

Балка с двумя пролетами

8

1,25

3,93

Балка с тремя и более пролетами

для крайних пролетов

10

1,13

4,73

для средних пролетов

12

1

4,73

.

значительно меньше допустимого напряжения  (табл. 1.2.21). Значит, данные трубчатые шины проходят по условию электродинамической устойчивости

Таблица 1.2.21 Характеристики материалов шин

Мате-риал шины

Марка

Временное  сопротивление разрыву, МПа

Допустимое  напряжение, МПа

Модуль
упруго-сти, Па

Плотность
мате-риала,кг/м3

мате-риала

сварно-го шва

мате-

сварно-го шва

риала

Алю-миний

АО, А

118

118

82

82

7

2710

АДО

59-69

59-69

41-48

41-48

7

2710

Алю-мини-евый сплав

АД31Т

127

120

89

84

7

2710

АД31Т1

196

120

137

84

7

2710

АВТ1

304

152

213

106

7

2700

1915Т

353

318

247

223

7

2700

МГМ

245-255

-

171,5-178

-

10

8900

Медь

МГТ

245-294

-

171,5-206

10

8900

 

-

1.2.7 Разработка собственных нужд

Состав потребителей собственных нужд (СН) подстанций зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, типа электрооборудования.                           Приёмниками электрической энергии системы СН подстанций являются:

- электродвигатели системы РПН трансформаторов;

- устройства обогрева масляных выключателей и шкафов с установленными в них электрическими аппаратами и приборами;

- электрическое отопление и освещение;

- устройства релейной защиты и автоматики.

Рисунок 1.2.12 - Принципиальная схема питания ТСН от двух трансформаторов.

Наиболее ответственными приемниками электроэнергии СН являются приёмники систем управления и автоматики, телемеханики и связи, электроснабжение которых может быть осуществлено от сети переменного тока через стабилизаторы и выпрямители.

Схемы рабочего и резервного питания СН подстанций являются важнейшей частью главной схемы электрических соединений, от которой зависит работа основного оборудования.

На всех двух трансформаторных подстанциях 220 кВ устанавливаются по два трансформатора собственных нужд (ТСН). Переменный оперативный ток применяется на подстанциях 220 кВ без выключателей высокого напряжения.

На подстанциях с оперативным переменным током ТСН присоединяются отпайкой к вводам главных трансформаторов (рисунок 12). Это необходимо для возможности управления выключателями 10 кВ при полной потере напряжения на шинах 10 кВ. Шины 0,4 кВ для большей надежности секционируются автоматическим выключателем.

Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от ТСН, мощность которого выбирается в соответствии с нагрузками в разных режимах работы подстанции, но не более 630 кВА.

Для выбора ТСН необходимо определить его мощность, которая составляет 0,51% от установленной мощности.

 , (1.2.30)

.

По справочнику выбираются два трансформатора собственных нужд марки ТМ-400/10 с техническими данными, приведёнными в таблицу 1.2.22.

Таблица 1.2.22 Технические данные выбранного трансформатора

Тип

SH,

кВА

UН, кВ

UКЗ, %

Потери, кВт

IXX, %

ВН

НН

ХХ

КЗ

ТМ-400/10

400

10

0,4

4,5

1,8

5,5

2,1

Определяются токи нагрузки на стороне высшего и низшего напряжения трансформатора собственных нужд.

 , (1.2.31)

,

.

Выбор предохранителей.

Предохранитель служит для защиты аппаратов от токов короткого замыкания и перегрузки.

Для трансформаторов собственных нужд по справочной литературе принимаются к установке предохранители типа ПКТ-102-10-40-31.5 У3 на ток плавкой вставки: . Технические характеристики приведены в таблице 1.2.23.

Для трансформаторов напряжения по справочной литературе принимаются к установке предохранители типа ПКН-001-10У3.

Технические характеристики приведены в таблице 1.2.24.

Таблица 1.2.23 Технические данные предохранителей

Тип

Номинальное

напряжение,

Uном, кВ

Наибольшее

рабочее

напряжение

Uраб, кВ

Номинальный

ток

предохранителя, А

Номинальный

ток

отключения, кА

ПКТ-102-10-40-31,5 У3

10

12

40

31,5

Таблица 1.2.24 Технические данные предохранителей

Тип

Номинальное

напряжение,

Uном, кВ

Наибольшее

рабочее

напряжение

Uраб, кВ

Номинальный

ток

предохранителя, А

Номинальный

ток

отключения,

кА

ПКН001-10У3

10

12

---

---

1.2.8 Компоновка ТП

КТПБ(М) состоит из модуля открытого РУ 110 кВ, выключателей, трансформаторов и КРУН 10 кВ, в состав которого входят следующие основные элементы:

а) силовые трансформаторы;

б) ОРУ 110 кВ;

в) комплектное распределительное устройство наружной установки (КРУН) 10 кВ;

г) жесткая и гибкая ошиновка;

д) кабельные конструкции;

е) общеподстанционный пункт управления (ОПУ);

ж) осветительное устройство;

з) фундаменты;

и) грозозащита;

к) заземление;

л) ограда.

Открытое распределительное устройство 110 кВ выполняются из унифицированных транспортабельных блоков заводского изготовления, состоящих из металлического несущего каркаса со смонтированными на нем высоковольтное оборудованием и элементами вспомогательных цепей.

Для присоединения ВЛ 110 кВ к КТПБ(М) применен беспортальный прием линий, который значительно упрощает конструкцию узла приема ВЛ, сокращает расход изоляторов и материалов, стоимость сооружения и эксплуатации, позволяя при этом в ряде случаев выбирать более простые и легкие конструкции опор ВЛ, по сравнению с портальным вариантом.

КТПБ(М) рассчитана на осуществление боспортального приема с типовых опор проводами марки АС – 240.

В КТПБ(М) в качестве распределительного устройства на стороне 10 кВ принято КРУ серии К – 59У1.

Шкафы КРУ поставляются в виде блоков со смонтированными устройствами главных и вспомогательных цепей и коридором управления. Выводы линий 10 кВ из КРУ кабельные.

В КТПБ(М) шкаф трансформатора собственных нужд вынесен из общего ряда КРУ и установлен рядом с силовым трансформатором. На конструкции шкафа собственных нужд размещены разрядники.

Ошиновка ОРУ 110 кВ выполнена трубами алюминиевого сплава 1915 ОСТ 1-2-70, расположенные в один ярус и сталеалюминиевым проводом. Для устранения вибраций жесткой ошиновки, возникающих от воздействия ветра, применены специальные виброгасящие устройства, смонтированные в трубчатых шинах.

Конструкции узлов крепления жестких шин обеспечивают компенсацию температурных изменений длины шин, возможных неточностей в установке блоков, а также смещений блоков, возникающих вследствие деформации грунта в процессе эксплуатации.

Гибкая ошиновка применяется для выполнения коротких перемычек и отпаек и присоединения вводов трансформаторов применяется гибкая ошиновка, выполняемая проводом марки АС.

На территории КТПБ(М) кабели прокладываются в подвесных металлических лотках заводской поставки, закрепленных на высоте 2 м от уровня планировки. Для перехода кабелей из наземных лотков в подвесные применены кабельные шахты, устанавливаемые на конструкциях КТПБ(М).

Для прохода кабелей под дорогами и проездами должны использоваться унифицированные плиты УБК-9А.

Высоковольтные кабели прокладывают в железобетонных лотках, выход кабелей за ограду КТПБ(М) осуществляется в трубах.

Общеподстанционный пункт управления ОПУ – 8 также выполняют блочной конструкции. Блоки поставляются заводом в двух исполнениях для размещения:

а) устройств защиты, управления и сигнализации;

б) аппаратуры и оборудования высокочастотной связи.

Конструктивно каждое исполнение блочного ОПУ представляет собой отдельное помещение с утепленными ограждающими трехслойными панелями, в котором размещено соответствующее оборудование.

Для создания нормальных условий работы электрооборудования температура внутри ОПУ обеспечивается не ниже +5ºС, на период производства работ предусмотрена возможность ее повышения до +18ºС.

Для общего освещения территории КТПБ(М) применяются устанавливаемые на блоках и порталах ОРУ осветительные установки типа ОУ-2, на каждой из которых размещено четыре светильника мощностью 300 Вт на высоте около 7 м. Конструкция осветительной установки обеспечивает обслуживание светильников с земли.

Местное освещение предусматривается с помощью переносной лампы, поставляемой комплектно с КТПБ(М), напряжением 36 В. В клеммных шкафах блоков установлены розетки для подключения переносной лампы.

Ограда выполняется из металлических сетчатых панелей, устанавливаемых на стойках. В качестве стоек применяются трубы типа НКТ.

Для компенсации емкостных токов замыкания на землю в сети 10 кВ на КТПБ(М) предусмотрена возможность установки дугогасящих устройств.

Защита от прямых ударов молнии обеспечивается стержневыми молниеотводами, установленными на концевых опорах ВЛ 110 кВ и порталах 110 и 10 кВ.  

1.2.9 Расчет молниезащиты

Молниеотвод считается двойным, когда расстояние между стержневыми молниеприемниками L не превышает предельной величины Lmax. В противном случае оба молниеотвода рассматриваются как одиночные.

Конфигурация вертикальных и горизонтальных сечений стандартных зон защиты двойного стержневого молниеотвода (высотой h и расстоянием L между молниеотводами) представлена на рисунке 13. Построение внешних областей зон двойного молниеотвода (полуконусов с габаритами h0, r0) производится по формулам табл. 25 для одиночных стержневых молниеотводов.

Рисунок 1.2.13 - Зона защиты двойного стержневого молниеотвода

Таблица 1.2.25 Расчет зоны защиты одиночного стержневого молниеотвода

Надежность защиты Рз

Высота молниеотвода h, м

Высота конуса h0, м

Радиус конуса r0, м

0,9

От 0 до 100

0,85h

1,2h

От 100 до 150

0,85h

[1,2-10-3(h-100)]h

0,99

От 0 до 30

0,8h

0,8h

От 30 до 100

0,8h

[0,8-1,4310-3(h-30)]h

От 100 до 150

[0,8-10-3(h-100)]h

0,7h

0,999

От 0 до 30

0,7h

0,6h

От 30 до 100

[0,7-7,1410-4(h-30)]h

[0,6-1,4310-3(h-30)]h

От 100 до 150

[0,65-10-3(h-100)]h

[0,5-210-3(h-100)]h

Размеры внутренних областей определяются параметрами h0 и hc, первый из которых задает максимальную высоту зоны непосредственно у молниеотводов, а второй - минимальную высоту зоны посередине между молниеотводами. При расстоянии между молниеотводами L  Lc граница зоны не имеет провеса (hc = h0). Для расстояний Lc  L  Lmax высота hc определяется по выражению

  (1.2.32)

Входящие в него предельные расстояния Lmax и Lс вычисляются по эмпирическим формулам (таблица 1.2.26), пригодным для молниеотводов высотой до 150 м. При большей высоте молниеотводов следует пользоваться специальным программным обеспечением.

Размеры горизонтальных сечений зоны вычисляются по следующим формулам, общим для всех уровней надежности защиты:

максимальная полуширина зоны rх в горизонтальном сечении на высоте hx:

  (1.2.33)

Длина горизонтального сечения Lx на высоте hx  hc:

  (1.2.34)

- причем при hx < hcLx = L/2;

- ширина горизонтального сечения в центре между молниеотводами 2rcx на высоте hx  hc:

  (1.2.35)

Таблица 1.2.26 - Расчет параметров зоны защиты двойного стержневого молниеотвода.

Надежность защиты Рз

Высота молниеотвода h, м

Lmax, м

Lс, м

0,9

От 0 до 30

5,75h

2,5h

От 30 до 100

[5,75-3,5710-3(h-30)]h

2,5h

От 100 до 150

5,5h

2,5h

0,99

От 0 до 30

4,75h

2,25h

От 30 до 100

[4,75-3,5710-3(h-30)]h

[2,25-0,01007 (h-30)]h

От 100 до 150

4,5h

1,5h

0,999

От 0 до 30

4,25h

2,25h

От 30 до 100

[4,25-3,5710-3(h-30)]h

[2,25-0,01007 (h-30)]h

От 100 до 150

4,0h

1,5h

Расчет молниезащиты ТП 220/10 кВ

Здания подстанций относится к категории А, для которой зона защиты обладает степенью надежности 99% и выше.

Для  защиты  ТП  принимается  4 стержневых  молниеотвода  высотой  h=20(м), расстояние  между  молниеотводами а1=77 (м), а2 =55  (м), высота  защищаемого  объекта  hх =7 (м), размеры  объекта b . c = 77х55 (м)

Зоной защиты стержневого молниеотвода называется прямой конус с криволинейной образующей, который характеризуется следующими габаритами:

,

,

,

,

,

,

,

.

При расстоянии между молниеотводами L=77 м> Lc=45 м граница зоны имеет провес.

.

Максимальная полуширина зоны rх в горизонтальном сечении на высоте hx вычисляется по формуле 33:

.

Длина горизонтального сечения Lx на высоте hx  hc вычисляется по формуле 1.2.34:

.

Для защиты ТП 220/10 выбирается четыре стержневых молниеотвода.

Расчет  заземляющего  устройства

При  обслуживании  электроустановки  опасность  представляют  не  только  неизолированные  токоведущие  части, находящиеся  под  напряжением, но  и  те  конструктивные  части  электрооборудования, которые  нормально  не  находятся  под  напряжением, но  могут  оказаться  под  напряжением  при  повреждении  изоляции.

Для  защиты  людей  от  поражения  электрическим  током  при  повреждении  изоляции  применяется  одна  из  следующих  защитных  мер:  заземление, зануление, защитное  отключение, разделительный  трансформатор, двойная  изоляция, малое  напряжение, выравнивание  потенциалов.

Защитное  заземление – это  преднамеренное  электрическое  соединение  какой-либо  части  электроустановки  с  заземляющим  устройством  для  обеспечения  электробезопасности.

Кроме  защитного  заземления, в  электроустановках  применяется  рабочее  заземление, предназначенное  для  создания  нормальных  условий  работы  аппаратов  или  электроустановки. К  рабочему  заземлению  относится  заземление  нейтралей  трансформаторов, генераторов, дугогасительных  катушек. Без  рабочего  заземления  аппарат  не  может  выполнять  своих  функций  или  нарушается  режим  работы  электроустановки.

Заземляющее  устройство  состоит  из  заземлителя  и  заземляющих  проводников. В  качестве  заземлителей  используются  в  первую  очередь  естественные  заземлители; проложенные  в  земле  стальные  водопроводные  трубы,  стальная  броня  и  свинцовые  оболочки  силовых  кабелей, проложенных  в  земле, металлические  конструкции  зданий  и  сооружений, имеющие  надёжный  контакт  с  землёй. Если  естественных  заземлителей  недостаточно, применяют  искусственные  заземлители: заглубленные  в  землю  вертикальные  электроды  из  труб, уголков  или  прутковой  стали  и  горизонтально  проложенные  в  земле  на  глубине  не  менее  0,5 метров  полосы.

Согласно ПУЭ в электроустановках с большим током замыкания на землю, допускается выполнение заземлительных устройств с соблюдением требований предъявляемых к сопротивланию заземления, которое не должно превышать 0,5(Ом). Для электроустановки 10 кВ  с  изолированной  нейтралью, сопротивление заземляющего  устройства  в  любое  время года  должно  быть:

                          , но не более 10 Ом,                    (1.2.36)

где I з -  расчетный ток замыкания на землю (А).

                              ,             (1.2.37)

где Uн - вторичное напряжение трансформатора, кВ,

      Lк - длина кабельных линий, км.

Сопротивление заземляющего устройства:

Ом.

Из данных  расчетов  для  электроустановки  принимается  меньшее  сопротивление  из  двух  расчетных,  т.е. 0,5 Ом.

Расчетное сопротивление искусственного заземлителя из нескольких электродов, соединенных соединительной полосой

                                                  .                                 (1.2.38)

Суммарное сопротивление всех вертикальных электродов

                                                      ,                                     (1.2.39)

где n - число электродов, шт.,

     - коэффициент использования электродов, характеризующий степень использования его поверхности из-за экранирующего влияния соседних электродов,

     Rо.в - сопротивление одиночного вертикального заземления.

                     ,      (1.2.40)

где -расчётное  значение  удельного  сопротивления  грунта  в  месте  устройства  заземления.

                            ,       (1.2.41)

где =0,4 Ом.м –измеренное  удельное  сопротивление  грунта,

     =1,2 -коэффициент  повышения  сопротивления .

Принимается  в  качестве  заземлителей  прутковые  электроды  длиной  l=5 м   d=20 мм2, на  расстоянии  а = 4 м  друг от друга a/l < 1. Контур  выполнен  из  полос 40×4(мм) проложенных  на  глубине  0,7(м).

Длина  горизонтальных  полос  составляет:

.

Всего  необходимо  разместить:

                                           электродов .                 (1.2.42)

Суммарное  сопротивление  всех  вертикальных  электродов

.

Сопротивление  горизонтального  заземлителя  уложенного на  глубине 0,7 (м)   с учетом  экранирования:

     ,     (1.2.43)

где Lп- длина заземлителя, м,

      в - ширина полосового заземлителя, м,

      t - глубина заложения, м,

      Км - коэффициент сезонности равный 1,2,

       -  коэффициент использования горизонтальной полосы с учетом экранирующего влияния вертикальных электродов,

       - удельное сопротивление грунта  (Омм).

Сопротивление  искусственного  заземления по  формуле  1.2.38:

<0.5 Ом,

Rз2 > Rз1  Rз = 0,33 Ом<0.5 Ом.

Для снижения напряжения прикосновения выполняется заземляющая сетка (рисунок 1.2.14).

Рисунок 1.2.14 -  План заземляющего устройства подстанции


3 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ

3.1 Электробезопасность

Электронасыщенность современного производства  формирует  электрическую  опасность,  источником  которой  могут  быть  электрические  сети,  электрифицированное  оборудование, и  инструмент.  

Электрический  ток,  протекая  через  тело  человека,  производит  термическое  электролитическое,  биологическое,  механическое  и  световое  воздействие.  Термическое  воздействие  характеризуется  нагревом  кожи  тканей  вплоть  до  ожогов. Электрическое  воздействие  заключается  в электролитическом разложение жидкости,  в  том  числе  и  крови.  Биологическое  действие   электрического  тока  проявляется  в  нарушение  биологических  процессов, протекающих в организме человека.  Механическое  действие  приводит  к  разрыву  тканей,  а  световое  к  поражению  глаз.  

Поражение  человека  электрическим  током  может  произойти  при  прикосновениях:  к  токоведущим  частям,  находящимся  под  напряжением;  отключенным  токоведущим частям,  на  которых  остался  заряд  или  появилось напряжение в результате  случайного  включения;  к  металлическим  нетоковедущим  частям  электроустановок  после  перехода  на  них  напряжения с токоведущих  частей.  Кроме  того  возможно  электропоражение  напряжением  шага  при  нахождение  человека  в  зоне   растекания  тока  на  землю,  электрической  дугой  в  установках   с  выше  1000 В;  при  приближение  к  частям   находящимся  под  напряжением  на  не  допустимо  малые  расстояния,  зависящие  от  значения  высокого  напряжения.

Согласно  ПУЭ  все  производственные  помещения  по  опасности  поражения  электрическим  током  разделяются  на  три  категории.  

1. Помещения  с  повышенной  опасностью,  характеризующиеся  наличием  одного из  следующих  факторов:  

  1.  сырости
  2.  высокой  температуры  воздуха  
  3.  токопроводящей  пыли
  4.  токопроводящих  полов

2. Особо  опасные  помещения,  характеризующихся  наличием  одного  из  трех  условий:  

  1.  особой  сырости
  2.  химически  активной  среды
  3.  двух  и  более  признаков  одновременно,  свойственных  помещениям

с  повышенной  опасностью

3. Помещения  без  повышенной  опасности,  характеризующиеся  отсутствием  признаков  повышенной  и  особой  опасности.

К  защитным  мерам  от  опасности  прикосновения  к  токоведущим  частям  электроустановок  относится:  изоляция,  ограждения,  блокировка,  пониженные  напряжения,  электрозащитные  средства,  сигнализация  и  плакаты.  Надежная изоляция проводов  от  земли  и  корпусов  электроустановок  создает  безопасные  условия  для  обслуживающего  персонала,  основная  характеристика   изоляции - сопротивление.  Во  время  работы  электроустановок  состояние  электрической  изоляции  ухудшается  вследствие  нагрева,  механических  повреждений,  влияния  климатических  условий  и  окружающей  производственной   среды.  Состояние  изоляции  характеризуется  сопротивлением току утечки.  Согласно ПУЭ  сопротивление  изоляции  в  электроустановках  напряжением  до  1000 В  должно  быть  не  менее  0,5  МОм.   Сопротивление  изоляции необходимо  регулярно  контролировать.  Для  периодического контроля изоляции  применяется  мегомметр,  для  постоянного  контроля  -  специальные  приборы  контроля  изоляции  (ПКИ).

Для  обеспечения   недоступности  токоведущих  частей  оборудования  в  электрических  сетях  применяют  сплошные  и  сетчатые  ограждения.  Блокировку  применяют  в электроустановках  напряжением  с  выше  250 В,  в  которых  часто  производят  работы  на  ограждаемых  токоведущих  частях.  

При  обслуживание  и  ремонте  электроустановок  и  электросетей  обязательно  использование электрозащитных  средств,  к  которым  относится:  изолирующие  штанги,  изолирующие  и  электроизмерительные  клещи,  слесарно-монтажный  инструмент  с  изолирующими  рукоятками,  диэлектрические  перчатки,  диэлектрические  боты,  калоши,  указатели  напряжения.  Для  предупреждения  персонала о  наличие  напряжения  или  его  отсутствия  в  электроустановках  применяется  звуковая  или  световая  сигнализация.  

С  целью  предупреждения  работающих  об  опасности  поражения  электрическим  током   широко  используют  плакаты  и  знаки  безопасности.   В  зависимости  от  назначения  плакаты  и  знаки  делятся  на:

  1.  предупреждающие - «Стой! Напряжение»,  «Не  влезай, убьёт!»
  2.  запрещающие - «Не включать! Работают люди»  
  3.  предписывающие - «Работать  здесь»
  4.  указательные - «Заземлено»   

Наряду  с  применением  технических  методов  и  средств  электробезопасности  (заземление,  зануление,  защитное  отключение)  важное  значение  для  снижения  электротравматизма  имеет  четкое  организация  эксплуатации  электроустановок  и  электросетей,  профессиональная  подготовка  работников,  сознательная  производственная  и  трудовая  дисциплина.

Организационными  мероприятиями,  обеспечивающими  безопасность  работы в  электроустановках,  являются:

  1.  оформление  работы  нарядом-допуском  (далее нарядом),  распоряжением  или перечнем  работ,  выполняемых  в  порядке  текущей  эксплуатации
  2.  допуск  к  работе
  3.  надзор  во время  работы
  4.  оформление  перерыва  в  работе,  переводов  на  другое  место  рабочее  место, окончание  работы
  5.  наряд,  распоряжение,  текущая  эксплуатация

Работа  в  электроустановках  производится  по  наряду,  распоряжению,  в  порядке  текущей  эксплуатации

По  наряду  могут  производиться  работы  в  электроустановках,  выполняемые:

  1.  со  снятием  напряжения
  2.  без  снятия  напряжения  на  токоведущих  частях  и  вблизи  них.

3.2 Пожаробезопасность

Трансформаторная подстанция по пожароопасности относится к категории В.

Практика показывает, что пожары на ТП возникают:

- из-за неосторожного проведения электро-газосварочных работ;

- в помещениях и камерах РУ – вследствие коротких замыканий;

- в результате взрыва масляных выключателей, отключающая возможность которых не соответствует токам коротких замыканий;

- в результате пожаров маслонаполненных трансформаторов и реакторов вследствие выброса масла и его паров при коротких замыканиях внутри трансформатора (несрабатывание газовой защиты);

- в кабельном хозяйстве – при загорании изоляции жил при коротком замыкании, а также из-за перегрева кабеля;

- из-за нерегулярного проветривания или отказа вентиляции аккумуляторной батареи может произойти накопление водорода, который может взорваться при попадании искры.

Для предотвращения пожаров необходимо проведение следующих мероприятий:

- складывать все горючие вещества в специально отведенных местах;

- все пожароопасные работы проводить в специально отведенных местах или вдали от горючих веществ;

- проветривать помещения где находятся, где хранятся горючие вещества для поддержания температуры и давления ниже максимально допустимых по горючести;

- маслонаполненную аппаратуру, установленную на открытой части ТП;

- содержать в порядке средства пожаротушения (противопожарные водоотводы; огнетушители (ОУ, ОХП, ОП, ОУБ); ящики с песком; пожарный инвентарь).

- устраивать подъездные авто- и железнодорожные пути.

Организационные мероприятия по обеспечению пожарной безопасности объекта включают в себя:

Подготовку приказов по назначению ответственных за:

- пожарную безопасность цеха;

- проведения аварийно-восстановительных, ремонтных и огневых работ;

- эксплуатацию технологических установок и оборудования;

- исправное техническое состояние пожарной техники, противопожарного водоснабжения, средств связи и сигнализации о пожаре.

- установление перечня категории по взрывопожарной и пожарной опасности всех производственных и складских помещений, а также классы взрывопожарных и пожароопасных зон, в том числе и для открытых технологических установок и сооружений;

- организация работы добровольных пожарных дружин и пожаро-технических комиссий;

- определение специальных мест для проведения постоянных огневых работ и курения;

- обучение работников мерам пожарной безопасности;

- установление и соблюдение противопожарного режима;

- разработка мероприятий по действиям администрации и работников на случай возникновения пожара;

- изготовление и применение средств наглядной агитации по обеспечению пожарной безопасности;

- обучение работников мерам пожарной безопасности является законодательно закрепленной обязанностью работодателя. Противопожарная подготовка должна включать противопожарный инструктаж и занятия по пожарно-техническому минимуму;

- различают вводный, первичный, внеплановый и текущий противопожарные инструктажи.

При монтаже распределительных трансформаторных подстанций следует соблюдать следующие основные правила техники безопасности. До начала работ рабочие должны получить  подробный инструктаж  мастера или прораба об особенностях выполнения работ в трансформаторной подстанции; необходимо убедиться в исправности инструмента и приспособлений.

Разгрузка камер КСО-3, щитов 380/220 В и силовых трансформаторов осуществляется с помощью автокрана с соблюдением правил техники безопасности для погрузочно-разгрузочных работ. Рабочие, занятые на такелажных и погрузочно-разгрузочных работах, должны быть обучены правилам выполнения этих работ. Подъем разъединителей на высоту производится двумя рабочими. Подъем разъединителей за ножи, фарфоровые изоляторы и тяги запрещается.

Выводные концы высшей и низшей стороны установленных на распределительной трансформаторной подстанции силового трансформатора и трансформаторов напряжения должны быть закорочены и присоединены к заземляющему устройству. Во время выполнения электросварочных работ рабочие, выполняющие эту работу и поддерживающие свариваемые детали, должны закрывать глаза и лицо щитком.

Кабель электросварочного трансформатора должен, быть исправен, а корпус и вторичная обмотка электросварочного трансформатора должны быть соединены с заземляющим устройством.

Запрещается подбрасывание каких-либо предметов и инструмента для подачи их рабочим, находящимся на высоте. При работе в затемненных условиях должно применяться переносное электроосвещение напряжением 12 В от понизительного трансформатора, корпус которого должен быть присоединен к заземляющему устройству.

При регулировке аппаратов необходимо учитывать возможность их действия на обратной стороне панели щитов и камер (например, рубильника с рычажным приводом). Запрещается одновременное ведение работ на различных по высоте участках одной и той же камеры или панели щита. При испытаниях повышенным напряжением электрооборудования подстанций следует получить на это письменное разрешение мастера или прораба; при этом все рабочие должны быть выведены из помещения подстанции. Места, которые могут оказаться под напряжением, должны быть ограждены.

3.3 Расчет заземляющего устройства

Исходные данные для проектирования и выполнения заземляющих устройств – предельные значения их сопротивлений, применяемые в соответствии с ПУЭ в зависимости от напряжения, режима нейтрали и элемента электроустановки, подлежащего заземлению

Расчетное сопротивление искусственного заземлителя из нескольких электродов, соединенных соединительной полосой

                                                                                     (3.1)

Суммарное сопротивление всех вертикальных электродов

                                                                                             (3.2)

где n - число электродов, шт.,

     - коэффициент использования электродов, характеризующий степень использования его поверхности из-за экранирующего влияния соседних электродов,

     Rо.в -  сопротивление одиночного вертикального заземления.

                                     (3.3)

где -расчётное  значение  удельного  сопротивления  грунта  в  месте  устройства  заземления

                                           (3.4)

где =0,4 Ом.м –измеренное  удельное  сопротивление  грунта,

     =1,2 -коэффициент  повышения  сопротивления .

Принимается  в  качестве  заземлителей  прутковые  электроды  длиной  l=5 м   d=20 мм2, на  расстоянии  а = 4 м  друг от друга a/l < 1. Контур  выполнен  из  полос 40×4(мм) проложенных  на  глубине  0,7(м).

Длина  горизонтальных  полос  составляет:

.

Всего  необходимо  разместить:

                                (электродов)                        (3.5)

Суммарное  сопротивление  всех  вертикальных  электродов

.

Сопротивление  горизонтального  заземлителя  уложенного на  глубине 0,7 (м)   с учетом  экранирования:

            (3.6)

где Lп- длина заземлителя, м,

     в - ширина полосового заземлителя, м,

      t - глубина заложения, м,

     Км - коэффициент сезонности равный 1,2,

      -  коэффициент использования горизонтальной полосы с учетом экранирующего влияния вертикальных электродов,

      - удельное сопротивление грунта  (Омм).

Сопротивление  искусственного  заземления по  формуле:

Для электроустановки 10 кВ  с  изолированной  нейтралью, сопротивление заземляющего  устройства  в  любое  время года  должно  быть:

                                                                                     (3.7)

где I з -  расчетный ток замыкания на землю (А).

                                                   (3.8)

где Uн - вторичное напряжение трансформатора, кВ,

      Lк - длина кабельных линий, км.

Сопротивление заземляющего устройства:

(Ом).

Из данных  расчетов  для  электроустановки  принимается  меньшее  сопротивление  из  двух  расчетных  т.е.:

Rз2 > Rз1  Rз = 0,48 Ом<0.5 (Ом).

Для  снижения  напряжения  прикосновения  у  рабочих  мест  может  быть выполнена подсыпка  щебня  слоеем толщиной  0,1-0,2 м.

-

Рисунок 3.1 - План заземляющего устройства подстанции.

3.4 Экологичность проекта

В связи со строительством воздушных линий электропередачи высокого напряжения все более актуальным становится вопрос исследования и ограничения экологического влияния линий электропередачи.

Одним из параметров оценки экологического влияния является уровень напряженности электрического поля, создаваемого в пространстве, окружающем линию.

Исследование воздействия электрического поля на живые организмы ведутся медиками и энергетиками давно, но до сих пор механизм воздействия поля на живые организмы не изучен.  Известно, что электрическое поле влияет на пульс, давление и самочувствие человека.

Однако последние исследования показали, что большой уровень электрического поля может вызвать негативные последствия на живые организмы даже при кратковременном воздействии в течение нескольких минут или даже секунд. При длительном систематическом пребывании человека в электрическом поле могут возникать изменения функционального состояния нервной, сердечно - сосудистой, иммунной систем, так же имеется вероятность увеличения риска развития лейкозов и злокачественных новообразований центральной нервной системы. Это происходит потому, что под действием электрического поля в различных частях организма человека (сосуды, сердце, печень, мышцы и т. д.) протекают микротоки, которые могут превышать микротоки, вырабатываемые мозгом человека для управления той или иной частью организма. Микротоки под действием электрического поля могут восприниматься как команды мозга. Это может стать причиной заболевания того или иного органа или стать причиной старения. Нормами по ограничению электрического поля установлены лишь некоторые пороговые значения в зависимости от количества часов пребывания в зоне воздействия электрического поля и показано, что воздействие зависит от вида самого поля (переменное, постоянное, вращающееся, пульсирующее для исследования электрического поля необходимо уметь не только измерять его напряженность, но и рассчитывать эту напряженность в любой точке пространства вокруг линии.

В настоящее время на международном уровне и в ряде экономически развитых странах, в том числе и в нашей, разработаны и утверждены документы, регламентирующие уровни электрических полей, создаваемых высоковольтным оборудованием и сооружениями.

В России регламентируются уровни электрического поля частотой 50 Гц для условий производственных воздействий и уровни электрического поля, создаваемого воздушными линиями напряжением 330 - 1150 кВ для населения. Однако, эти нормы можно использовать при расчетах ЛЭП любого класса.

В пределах санитарно - защитной зоны запрещается:

- размещение жилых и общественных зданий и сооружений, площадок для стоянки и остановки всех видов транспорта, предприятий по обслуживанию автомобилей и складов нефти и нефтепродуктов;

- производить операции с горючим, выполнять ремонт машин и механизмов.

Машины и механизмы на пневматическом ходу, находящиеся в санитарно - защитных зонах ВЛ, должны быть заземлены. В качестве заземлителя допускается использовать металлическую цепь, соединенную с рамой или кузовом и касающуюся земли.

Использование территорий, находящихся в зоне ЛЭП, регулируется новыми Правилами установления  охранных зон объектов  электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон (Постановление Правительства РФ «О порядке установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий  использования земельных участков, расположенных в границах таких зон»  от 24.02.2009г.  № 160).

Введение таких правил обусловлено  вредным воздействием электромагнитного поля  на здоровье человека.

В то же время существуют такие зоны, где строительство категорически запрещено.

Земельные участки, расположенные в охранных зонах ЛЭП, у их собственников, владельцев или пользователей не изымаются.

Они могут быть использованы ими с учётом ограничений (обременений), предусмотренных вышеуказанными  Правилами.

Ограничения прав касаются возможности (точнее, невозможности) ведения  капитального строительства  объектов  с длительным или постоянным пребыванием  человека (домов, коттеджей, производственных  и непроизводственных зданий и сооружений) в  охранной зоне ЛЭП.

Дальность распространения  электромагнитного поля  (и опасного магнитного поля) от ЛЭП напрямую зависит от её мощности. 

Исходя из мощности ЛЭП, для защиты населения от действия электромагнитного поля установлены санитарно-защитные зоны для линий электропередачи (санитарные правила СниП № 2971-84 – «Защита населения от воздействия электрического поля, создаваемого воздушными линиями электропередачи переменного тока промышленной частоты»).

Для воздушных высоковольтных линий электропередачи (ВЛ) устанавливаются санитарно-защитные зоны по обе стороны от проекции на землю крайних проводов.

В охранной зоне линий электропередачи запрещается проводить действия, которые могли бы нарушить безопасность и непрерывность эксплуатации или в ходе которых могла бы возникнуть опасность по отношению к людям. В частности, запрещается:  размещать хранилища горюче-смазочных материалов;  устраивать свалки;  проводить взрывные работы;  разводить огонь;  сбрасывать и сливать едкие и коррозионные вещества и горюче-смазочные материалы;  набрасывать на провода опоры и приближать к ним посторонние предметы, а также подниматься на опоры;  проводить работы и пребывать в охранной зоне воздушных линий электропередачи во время грозы или экстремальных погодных условиях.

Воздействие воздушных линий электропередачи (ВЛ) на окружающую среду связано с отчуждением земли, сокращением сельскохозяйственных, лесных и охотничьих угодий. ВЛ нарушают целостность полей и кормовых угодий, способствуют росту сорняков, создают помехи для обработки полей и воздуха, применения агротехники, орошения. Особенно большой ущерб наносится лесным угодьям, поскольку просеки под трассами линий полностью выводятся из хозяйственного оборота, увеличивается лесоповал (вдоль трасс линий).

Периодические, один раз в пять лет, расчистки трасс линий механическим путем и с помощью гербицидов выводят из процесса воспроизводства кислорода в атмосферу земли тысячи гектаров лесных угодий.

Система мер по снижению ущерба от ВЛ состоит из двух групп мероприятий:

1. Совершенствование конструкций воздушных линий электропередач с целью уменьшения площади, отчуждаемой под трассы линий, увеличение их пропускной способности и ограничение напряженности электрического поля под проводами линий.

Для реализации этих задач могут быть использованы следующие технические решения: уменьшение межфазных расстояний за счет проведения мероприятий по снижению расчетной краткости перенапряжения; применение тросов биозащиты; переход от традиционных к компактным линиям электропередачи повышенной пропускной способности и снижению экологического влияния; применение комбинированных электропередач, выполненных как многоцепные электропередачи по типу «цепь под цепью» при условии сдвига векторов напряжения верхней и нижней цепей относительно друг друга; использование растительных массивов для обеспечения экологической безопасности линий.

2. Рациональное использование трасс линий электропередачи; рекультивация и окультивирование земель, отведенных под трассу с целью вовлечения в сельскохозяйственный оборот, передача пользователям под покосы, для развития овощных культур, под парниковое хозяйство; передача земель пользователям для создания плантаций новогодних ёлок, выращивания технических и плодово-ягодных культур, а также кустарников, ветки которых систематически подрезаются и используются как корм для скота; передача земли для строительства ферм по разведению кур, уток, кроликов, нутрий и т.п.; передача земли под садовое строительство с соблюдением правил по сооружению жилых построек вблизи трасс ВЛ.

Акустический шум, влияющий на экологическую обстановку на трассе воздушных линий электропередач сверхвысокого напряжения (ВЛ СВН), является проявлением звукового эффекта интенсивной короны, особенно при дожде. В настоящее время в отечественной практике проектирования линий электропередачи установлен допустимый уровень акустических шумов в плохую погоду на расстоянии 100 м от проводов крайней фазы, соблюдение которого проверяется соответствующими расчетами еще на стадии проектирования. При повышении установленной нормы требуется корректировка параметров проводов фазы и их размещения в пространстве.

Кроме указанных экологических воздействий, ВЛ являются также источниками возникновения радиопомех и помех в высокочастотных каналах связи.

Также в дипломном проекте разрабатывается понизительная трансформаторная подстанция (ТП).

При эксплуатации ТП на работников воздействуют опасные и вредные факторы. Вредным производственным фактором является фактор, воздействие которого на человека ведет к появлению и развитию заболеваний и снижению работоспособности. Опасными факторами являются такие, которые, воздействуя на человека, могут привести к тяжелым травмам или смертельному исходу. Опасные и вредные производственные факторы подразделяются на следующие группы:  физические;  химические;  биологические;  психофизиологические.

К вредным физическим факторам, действующим на работников ТП, относятся шум, электромагнитные поля, недостаточное и некачественное освещение, несоответствие нормам показателей микроклимата в помещении, вредные пары аккумуляторной батареи, трансформаторное масло и т.д.

К опасным факторам действующим на работников ТП, относятся действие на организм человека электрического тока, работа на высоте, работа вблизи электроподвижного состава, работа с грузоподъемными механизмами и аппаратами, приводы которых имеют мощные пружины.

Анализ опасности поражения электрическим током сводится к определению значений тока, протекающего через тело человека в различных условиях.


4  ОРГАНИЗАЦИОННО - ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Показатели эффективности при технико-экономическом обосновании инженерных решений

Сравнение различных вариантов схем электроснабжения проектируемого объекта и их напряжений, числа и мощности трансформаторов на ГПП и цеховых ТП, сечений проводников ЛЭП и выбор лучшего из них рекомендуется производить с использованием интегральных показателей относительной экономической эффективности.

При сравнении различных проектов они должны быть приведены к сопоставимому виду.

К числу интегральных показателей относятся:

- интегральный эффект, или чистый дисконтированный доход (ЧДД),

- индекс доходности (ИД),

- внутренняя норма доходности (ВНД).

Интегральный эффект (Эинт) определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).

Величина интегрального эффекта Эинт (чистого дисконтированного дохода) определяется по формуле:

  (4.1)

где Rt – результат (доходы), достигаемый на t-м шаге расчета,

      Зt – затраты (без капитальных), осуществляемые на t-м шаге расчета,

     Т – продолжительность расчетного периода, или горизонт расчета,

     at – коэффициент дисконтирования,

  (4.2)

где Е – норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал,

       t – номер шага расчета, как правило, по годам, начиная с момента начала осуществления проекта.

Величина дисконтных капиталовложений:

                                                                                (4.3)

где КД – сумма дисконтированных капиталовложений,

      Кt – капиталовложений на t-м шаге.

Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений:

                                                                         (4.4)

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта Евн, при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям. Иными словами, Евн, является решением уравнения: 

                                                                (4.5)

Если расчёт интегрального эффекта ЧДД проекта даёт ответ на вопрос, является он эффективным или нет при заданной норме дисконта Е, то ВНД проекта определяется в процессе расчёта и затем сравнивается с требуемой инвестором нормы дохода на капитал, капиталовложение в данный проект оправдано.

Срок окупаемости - минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) становится не  отрицательным. Иными словами, этот период (измеряемых в годах или месяцах), после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления. Срок окупаемости находится графически после определения интегральных эффектов.

Показатели финансовой эффективности

После определения интегральных показателей экономической эффективности проекта необходимо оценить финансовое состояние предлагаемого проекта (вариантов проекта). В качестве критериев финансовой оценки используются рентабельность производства, рентабельность продукции.

Рентабельность продукции вычисляется по формуле:

                                                                  (4.6)

где Пчt – чистая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности t-го года, тыс.руб/год,

       Rt – выручка от реализации t-го года, тыс.руб/год.

В дополнении к стоимостным показателям в оценке эффективности проекта следует использовать производительность труда. Удельные расходы и потери электрической энергии, трудоемкость обслуживания системы электроснабжения, надежность электроснабжения.

4.2  Ожидаемые технико-экономические показатели   выбранного варианта электроснабжения

Порядок расчёта:

  1.   Принять (по указанию руководителя проекта) продолжительность расчетного периода (горизонт расчета), который может быть равен сроку службы системы электроснабжения. Структуру и распределение во времени доходов и расходов в таблицах показать по всем годам (за весь срок жизни проекта).
  2. Учитывая особенности производства, передачи и распределения электроэнергии, а также невозможность (в рамках требований государственного стандарта и учебного плана) проследить и учесть все взаимосвязи и влияние работы проектируемой системы электроснабжения на конечные результаты деятельности предприятия в целом, рекомендуется в ряде случаев (по согласованию с консультантом) в качестве товарной продукции условно принимать объем передаваемой электроэнергии по системе электроснабжения. Выручка от реализации в этом случае рассчитывается по формуле:

  (4.7)

где I - индекс к стоимости объема передаваемой электроэнергии (0,07 - 1),

       Wt - объем передаваемой электроэнергии по системе электроснабжения, кВт·ч/год; СЭt - тариф на электроэнергию, руб./кВт·ч.

3.Строку "Налоги и сборы" заполнять после расчета прибыли от реализации продукции в расчетном году. Сумма всех налогов и сборов по годам условно рассчитывается как произведение прибыли от реализации продукции и условной ставки (среднего коэффициента) суммы всех налогов и сборов и отчислений:

  (4.8)

4. Прежде, чем распределять по годам капитальные затраты, необходимо принять (по указанию консультанта по экономическому разделу проекта) продолжительность строительной стадии, т. е. количество лет или месяцев от начала осуществления проекта до момента ввода его в эксплуатацию, затем распределить равномерно (или неравномерно) по годам первоначальные капитальные вложения.

5. При выборе схем электроснабжения определение структуры Иt и
расчет экономических элементов этого показателя производится по формуле:
(4.9)

где Иэt - стоимость потерь электроэнергии to года, тыс.руб./год,

      Иot -отчисления на эксплуатационное обслуживание to года, тыс.руб./год,

     Ht – налоги и сборы, т.руб/год.

Исходные данные

1. При определении капиталовложений в энергообъекты были использованы справочные материалы для курсового и дипломного проектирования  с учётом коэффициента удорожания КУД=3,58 (рекомендации консультанта), НДС = 18%.

2. Норма доходности рубля (норма дисконта) принимается согласно среднего процента по банковским кредитам (Е=10%=0,01) (рекомендации консультанта).

3. В работе использован прогноз тарифов на электроэнергию с 2015 по 2027 год.

4. При определении затрат на обслуживание энергообъекта принимается норма на обслуживание р0=6% от капиталовложений (рекомендации консультанта).

5. Горизонт расчёта (период, за который определяются будущие расходы и доходы) определяется исходя из следующих факторов:

а) сроков строительства, эксплуатации и ликвидации объекта;

б) нормативных сроков службы технологического оборудования;

в) ожидаемой массы прибыли и т.д.

6. Срок строительства подстанции принят 3 года. Капиталовложения в энергообъект распределены по годам строительства следующим образом:

1 год – 20%,

2 год – 50%,

3 год – 30%,

Для выбора наиболее оптимальной схемы электроснабжения района необходимо провести оценку экономической эффективности каждого из рассматриваемых вариантов. Сравнение вариантов схем электроснабжения районной электрической сети проводят с использованием интегральных показателей экономической эффективности инвестиций:

  1.  ЧДД, т.руб. – чистый дисконтированный доход.

Предпочтение отдают проекту, который имеет максимальный ЧДД.

ЧДД – это сумма доходов приведенных к начальному моменту времени. Это определяющий критерий эффективности проекта.

2) Срок окупаемости инвестиций, лет

3) ИД – индекс доходности проекта, руб./руб.

ИД = ЧДД/Кдиск , (4.10)

где Кдиск = т.руб. – дисконтированные инвестиции в проект, т.е. это сумма инвестиций каждого года приведенных к начальному моменту времени.

4) ВНД – о.е. или %, внутренняя норма доходности.

ВНД нужна инвестору для сравнения с альтернативной стоимостью вложения капитала.

Напряжение 220 кВ, ЛЭП расположена в европейской части России.

Рельеф местности – равнина. Под опоры изымаются земли сельхозугодий. Опоры Ж/Б, свободностоящие. Провода АС-240.

Для расчетов используют таблицы 4.1 – 4.5.

Таблица 4.1 Базовые показатели стоимости ВЛ

Напряжение ВЛ, кВ

Характеристика промежуточных опор

Провода сталеалюиниевые сечением, мм2

Количество цепей на опоре, шт

Базовые показатели стоимости ВЛ, тыс.руб./км

Стальные опоры

Ж/Б опоры

220

Свободностоящие

240

1/ 2

1310/ 2195

1120/2120

Таблица 4.2 - Стоимость вырубки просеки и устройства лежневых дорог

Наименование работ

Напряжение ВЛ, кВ

35-110

220

330

500

750

1150

Вырубка просеки, тыс.руб./км

95

110

125

150

175

275

Устройство лежневых дорог, тыс.руб./км

370

Таблица 4.3 - Зональные коэффициенты

Районы

Зональные коэффициенты

Воздушные линии

подстанции

Европейская часть России (без Урала)

1,0

1,0

Урал

1,1-1,2

1,1-1,2

Поволжье

1,0-1,1

1,0

Западная Сибирь

1,3-1,7

1,3-1,6

Восточная Сибирь

1,4-1,7

1,4-1,6

Дальний Восток

1,3-1,8

1,3-1,7

Северо-Западный

1,0-1,1

1,0-1,2

Северный Кавказ

1,0-1,2

1,0-1,2

Таблица 4.4 - Стоимость освоения новых земель

Районы

Стоимость освоения новых земель, руб./м2

  1.  Московская, Ленинградская области

26

  1.  Северо-Запад

13

  1.  Центр

19

  1.  Северный Кавказ

27

  1.  Урал

15

  1.  Сибирь

18

  1.  Восток

19

Таблица 4.5 - Размер постоянного отвода земли на 1 км ВЛ

Характеристика промежуточной опоры

Напряжение ВЛ, кВ

Размер постоянного отвода земли на 1 км ВЛ, м2

Стальные опоры

Железобетонные опоры

Одностоечная

35-110

65-70

35-40

Свободностоящая

220-330

80-115

35-90

Железобетонная – свободностоящая, стальная на оттяжках

500-750

520-1215

170

Стальная на оттяжках

1150

4000

-

На основании предварительного технического расчета проектной части проекта для технико-экономического сравнения выбирают схемы 1, 2, 3. Результаты вычислений сведены в таблицу 4.6.

Таблица 4.6 - Расчет затрат на строительство ВЛ (Схема 1, Схема 2 и Схема 3)

№ п/п

Составляющие

затрат

Расчет затрат

Величина затрат т.руб

Схема 1 - (1 вариант)

Схема 2 -  (2 вариант)

Схема 3 – (вариант 3)

Схема 1

Схема 2

Схема 3

1

Стоимость

ВЛ  220 кВ

154 · 1120 + 157 · 2120

299 · 1120

137 · 1120 + 171 · 2120

505320

334880

515960

3

Затраты на устройство лежневых дорог

311 · 370

291 · 370

308 · 370

115070

107670

113960

4

Затраты с учетом зонального коэф.

(505320+115070)·1,0

(334880+107670

)·1,0

(515960+113960)·1,0

620390

442550

529920

5

Ст-ть земельного участка под опоры

19·40·311·10-3

19·40·291·10-3

19·40·308·10-3

236,4

221,2

234,1

6

НДС по п. 5

236,4·1,18

221,2·1,18

234,1·1,18

278,95

261,02

276,24

7

Ст-ть в текущем уровне цен

620390·3,86+ +278,95·1,1204

442550·3,86+

+261,02·1,1204

529920·3,86+

+276,24·1,1204

2395017,82

1708535,34

2045800,59

8

Затраты на ПИР, благоустройство (12%)

2395017,82·0,12

1708535,34·0,12

2045800,59·0,12

287402,14

205024,24

245496,07

9

Общие затраты

2395017,82+287402,14

1708535,34+205024,24

2045800,59+245496,07

2682420

1913560

2291297

На основании расчета затрат на строительство ВЛ сравниваемых вариантов схем выбираем вариант 2 (схема 2), как наиболее           экономичный.

Расчет затрат на строительство ПС:

КПС  2×40 = (57 · 3,86 · 1,18 · 1,12 + 2)·103 = 292778,43 тыс.руб.,

где 57,83 млн.руб.– базисная стоимость ТП в ценах 2000 года,

      3,86 – коэффициент удорожания,

      1,18 – коэффициент с учетом НДС(18%),

       1,12 – коэффициент с учетом затрат на благоустройство и временные        здания и сооружения, проектно-изыскательские работы и авторский надзор,

       2 млн. руб. – стоимость постоянного отвода земли под ПС. (Кзем).

Кзем = 10000 м2 × 0,2 т.р./м2 = 2 млн.р.,

где 10000 м2 – площадь постоянного отвода земли под ПС.

Расчет суммарных капиталовложений на строительство СЭС:

K = Kвл + 6·КПС  2×40

К = 1913560+ 6·292778,43  = 3670230,58  тыс.руб. = 3670,23 млн.руб.

Для нахождения τ и Тmax воспользуемся графиком  (рисунок 4.1).

Расчетные данные:

К = 3670230,58  тыс.руб.,

P = 166,2 МВт,

P = 0,78 МВт,

Тм = 6500 ч/год,                         

τ = 5250 ч/год.

Рисунок 4.1 - Зависимость времени потерь τ от Тmax и cosφ

Капиталовложения составляют   К = 3670230,58   тыс.руб.

Потери электроэнергии в трансформаторах:     

W = ΔP · τ = 0,78 · 5250 = 4095 тыс.кВт∙ч

Объём электроэнергии, трансформируемой через подстанцию:

W = ΣP · TM = 166,2 · 6500 = 1080300 тыс.кВт∙ч

Результаты расчёты технико-экономических показателей  представлены в таблице 4.7. Графическое определение срока окупаемости проекта показано на рисунке 38.

Пример расчета показателей

Срок строительства подстанции 3 года. В первый год инвестируем в строительство 20% от суммарных капиталовложений, второй год- 50%, третий – 30%.

Так  капиталовложения в период строительства в первые три года будут соответственно равны:

К2015=0,2∙3670230,58=734046,12 тыс.руб.,

К2016=0,5∙3670230,58=1835115,3 тыс.руб.,

К2017=0,3∙3670230,58=1101069,2 тыс.руб.

Выручка от реализации электроэнергии начинает поступать с 2018 года, т.к. в период строительства реализация электроэнергии не осуществляется, поэтому выручки соответственно тоже нет. Выручка в 2018 году будет равна:

В2018=W CT 1=1080300∙3,0906∙1=3338775,18 тыс.руб.

Отчисления на эксплуатационное обслуживание в 2018 году:

тыс. руб.

Издержки на потерю электроэнергии в 2017 году:

тыс.руб.

Валовая прибыль в 2018 году определяется по формуле:

тыс.руб.

Налоги и сборы в 2018 году определяются по формуле:

тыс.руб.

Определяется чистая прибыль в 2018 году:

тыс.руб.

Определяется удельная себестоимость передачи электроэнергии в 2018 году:

руб./кВт∙ч

Чистый доход (без дисконтирования) с 2015 по 2017 годы:

тыс.руб.,

тыс.руб.,

тыс.руб.

Чистый доход (без дисконтирования) в 2018 году:

тыс.руб.

Чистый дисконтированный доход с 2015 по 2018 годы:

тыс.руб.,

тыс.руб.,

тыс.руб.,

тыс.руб.

ЧДД нарастающим итогом:

,

Рентабельность продукции в 2018 году составляет:

%.

Расчёты сводятся в таблицу 4.7.

Средняя рентабельность составит:

.

Индекс доходности:

руб./руб.

4.3 Графическое определение дисконтированного срока окупаемости инвестиционного проекта

Рисунок 4.2 - Графическое определение дисконтированного срока окупаемости инвестиционного дохода.

Срок окупаемости: Ток= 6,5 лет.


Таблица 4.8 - Ожидаемые технико-экономические показатели СЭС

Показатели

Обозначения

Ед.изм.

Величина показателя по годам

 

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

Выручка от реализации

В

т.руб

-

-

-

3338775,18

3371508,27

3404241,36

3436974,45

3469707,54

3502440,63

3535173,72

3567906,81

3600639,9

3633372,99

Капиталовложения

К

т.руб

734046,116

1835115,29

1101069,174

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Тариф на электроэнергию

Ст

руб/кВт∙ч

3

3,03

3,0603

3,0906

3,1209

3,1512

3,1815

3,2118

3,2421

3,2724

3,3027

3,333

3,3633

Удельная себестоимость трансформации электроэнергии

Sy

руб/кВт∙ч

-

-

-

1,94

1,96

1,98

2,00

2,01

2,03

2,05

2,07

2,09

2,10

Затраты на потери электроэнергии в СЭС

Ипот

т.руб

-

-

-

12656,007

12780,0855

12904,164

13028,2425

13152,321

13276,3995

13400,478

13524,5565

13648,635

13772,7135

Отчисления на эксплуатационное обслуживание

Иобсл

т.руб

-

-

-

220213,8348

220213,8348

220213,8348

220213,835

220213,8348

220213,8348

220213,8348

220213,8348

220213,8348

220213,8348

Валовая прибыль

Пвал

т.руб

-

-

-

3105905,338

3138514,35

3171123,361

3203732,37

3236341,384

3268950,396

3301559,407

3334168,419

3366777,43

3399386,442

Налоги и сборы

Н

т.руб

-

-

-

1863543,203

1883108,61

1902674,017

1922239,42

1941804,831

1961370,237

1980935,644

2000501,051

2020066,458

2039631,865

Чистая прибыль

Пчист<