Дипломная работа на тему Реконструкция электрооборудования подстанции 35/10 кВ “Нюксеница”

Содержание

Введение

1. Краткая характеристика электропотребителей ПС

2. Расчет электрических нагрузок подстанции

2.1 Параметры нагрузок

2.2 Определение расчетной мощности подстанции

3. Выбор числа и мощности силовых трасформаторов

3.1 Расчет мощности трансформаторов

3.2 Технико-экономический расчет трансформаторов

4. Выбор главной схемы подстанции

5. Расчет токов короткого замыкания

5.1 Составление расчетной схемы замещения

5.2 Определение параметров схемы замещения

5.3 Расчет токов короткого замыкания

6. Выбор и проверка комутационной, защитной аппаратуры и сборных шин

6.1 Расчет токов нормальных режимов

6.2 Выбор защитной и коммутационной аппаратуры

6.3 Выбор шинопроводов

7. Расчет релейной защиты и автоматики

7.1 Расчет релейной защиты силовых трансформаторов

7.1.1 Дифференциальная токовая защита трансформаторов

7.1.2 Дифференциальная защита трансформатора

7.1.3 Дифференциальная защита с торможением

7.1.4 Защита от перегрузок

7.1.5 Максимальная токовая защита от внешних КЗ

7.1.6 Газовая защита

7.2 Расчет релейной защиты отходящих присоединений 10-35 кВ

7.3 Расчет АВР 10 35 кВ

8. Расчет и выбор элементов системы собственных нужд подстанции

8.1 Определение расчетных нагрузок

8.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

8.3 Выбор панелей собственных нужд

8.4 Выбор жил кабелей

8.5 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры

9. Экономическая часть

9.1 Оценка затрат на проведение электромонтажных работ

9.2 Технико-экономическое обоснование реконструкции

Заключение

Список использованных источников

Введение

Темой выпускной квалификационной рабаты является реконструкция электрооборудования подстанции 35/10 кВ «Нюксеница», питающей сельский район. Подстанция «Нюксеница» находится в эксплуатации более сорока лет, оборудование данной подстанции выработало свой срок службы и давно работает сверх этого срока. Поэтому реконструкция подстанции является одной из важных задач по улучшению надежности электроснабжения потребителей.

При эксплуатации подстанции «Нюксеница» возникают аварии различного рода, такие как отказ нормальной работы приводов выключателей, частые течи масла в выключателях и многие другие связанные с эксплуатацией изношенного оборудования. Для устранения аварий приходится задействовать дополнительные материальные и человеческие ресурсы, что в свою очередь ведет к увеличению затрат на обслуживание и ремонт. Не менее важным остается тот фактор, что с неплановыми простоями увеличивается недоотпуск электроэнергии потребителям.

В работе будут рассмотрены вопросы о выборе нового оборудования для подстанции, который будет обоснован на расчете номинальных нагрузок и действующих приказов «Вологдаэнерго». Будет произведен сметный расчет по монтажу и демонтажу оборудования. Так же будут рассмотрены вопросы по релейной защите подстанции и собственных нужд.

1. Краткая характеристика электропотребителей ПС

Потребителями ПС «Нюксеница» в основном являются сельские населенные пункты такие как Нюксеница, Березовая Слободка, Лесютино, Красавино, Матвеево, Березово и другие населенные пункты, потребители которых имеют III категорию надежности. Так же потребителями ПС «Нюксеница» являются ВЛ-10 кВ принадлежащих «Газпромэнэрго», таких ВЛ четыре штуки и они питают водозабор, водоочистные сооружения которые на балансе «Газпромэнерго», а так же часть села Нюксеница.

ПС «Нюксеница» имеет пять ВЛ-35 кВ, две из которых являются основными питающими линиями это «НПС-1 и 2» и две резервные «Тарнога 1 и 2». Резервные ВЛ 35 кВ в случае аварии на питающей линии подстанцию «Тарнога» становятся отходящими линиями от ПС «Нюксеница» и питают подстанцию «Тарнога» по стороне 35 кВ. Пятая линия является постоянной отходящей ВЛ-35 кВ, которая питает сельские подстанции 35/10 кВ «Городищна» и «Игмас» и является тупиковой линией.

На подстанции «Нюксеница» по стороне 10 кВ имеются линии которые включены в транзит 10 кВ и через них может осуществляется аварийное питание других подстанций через сборные шины 10 кВ. Такие транзиты повышают надежность снабжения электроэнергией потребителей, хотя и будет напряжение пониженное, но потребитель в большинстве случаев не узнает об этом.

2. Расчет электрических нагрузок подстанции

2.1 Параметры нагрузок подстанции

Параметры нагрузок ПС 35/10кВ «Нюксеница» приведены в таб. 2.1.

Таблица 2.1 – Параметры нагрузок подстанции

Наименование присоединения

P, кВт

Iр, А

Марка провода

cosц

Длина, м

Уфтюга

189

20

СИП-3-50 АС-50

0,9

27430

Водозабор-1

330

35

АС-70

0,9

3860

Газ-1

425

45

АС-70

0,9

2480

Сельменьга

113

12

СИП-3-70 АС-70

0,9

22816

Льнозавод

151

16

СИП-3-50 АС-50

0,9

13180

Райцентр

680

72

СИП-3-70

0,9

5440

Вахонькино

66

7

СИП-3-50 АС-50

0,9

6860

Березовая Слободка

151

16

СИП-3-50 АС-50

0,9

18200

Газ-2

425

45

АС-70

0,9

3790

Водозабор-2

330

35

АС-70

0,9

2570

Лесютино

189

20

СИП-3-70 АС-70

0,9

20100

ИТОГО

3049

По данным таблицы 2.1 определяем полную и реактивную мощность:

, кВА;(2.1)

, квар.(2.2)

Для НН:

кВА;

.

2.2 Определение расчетной подстанции

Для расчетной мощности учитывает мощность собственных нужд, в пределах 0,5% мощности подстанции, также коэффициент роста нагрузок 5 – 10 лет (к10 = 1,25). расчетная мощность будет равна:

п/ст = ( + SСН)·К10, , (2.3)

где Sрасч=

Предварительно выбираем собственных нужд Sсн=17кВА.

Полная мощность подстанции равна

Sрасч.=(3387+17)·1,25=4255 кВА.

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

3.1 мощности трансформаторов

двух трансформаторной подстанции:

, ; (3.1)

кВА.

Разберем 2 трансформаторов:

1) 2* ТМН-4000/35/10;

2) 2* -6300/35/10;

Коэффициент загрузки ТМН-4000;

Коэффициент для ТМН-6300;

работы в режиме.

Коэффициент в аварийном для ТМН-4000:

<1,4.

загрузки в режиме для -6300:

<1,4.

Оба трансформатора требованиям по и аварийному , следовательно выбор сделан по -экономическому расчету .

Технические данные отображены в 3.1.

Таблица 3.1 – Технические трансформаторов

Тип

UВН, кВ

, кВ

uк, %

, кВт

Рхх,

I хх, %

р

ТМН-4000

35

11

7,5

33,5

5,5

0,9

1 800 000

-6300

35

11

7,5

46,5

8

0,8

2 100 000

3.2 Технико-экономический трансформаторов

, руб., (3.2)

Е – нормативный эффективности капитальных ;

Кн.тр– трансформатора;

Ип.– стоимость потерь трансформаторе;

Иобсл..ам– затраты обслуживание ремонт амортизацию.

, руб., (3.3)

Цтр.– цена

– индекс цен (I=1);

– коэффициент, транспортно заготовительные ;

– коэффициент учитывающий на строительные ;

– коэффициент учитывающий на монтаж отладку оборудования.

.;

руб.

Стоимость в трансформаторе:

, ., (3.4)

Где – стоимость 1кВт• электроэнергии, ;

– годовое часов работы , ;

– потери холостого ;

– потери короткого ;

– время максимальных .

руб.;

руб.

на обслуживание и амортизацию:

, ., (3.5)

где На-3,5 % амортизационных отчислений;

-2,9 % норма обслуживания ;

Нрем– 1,0% норма оборудования.

руб.;

.;

руб.;

руб.

результатам технико- расчета к выбираем силовой марки ТМН-4000/35/10. экономическим показателям трансформатор обойдется чем ТМН-6300/35/10, полностью будет нужды подстанции возможном аварийном работы на трансформатор. Трансформатор загружен на 106%, позволит ему очень продолжительное в таком без потери заводских характеристик ухудшения изоляционных масла, проводимости намагничивания внутренних трансформатора. Трансформатор -4000/35/10 полностью удовлетворяет для данной .

электрический трансформатор ток релейный

4. Выбор главной схемы подстанции

Реконструируемая по своему является районной . ПС «Нюксеница» питание по двухцепным линиям 35 с одной линией 35кВ для других ПС.

35 кВ выполнено две секции 35 кВ, каждая которых имеет и разъединители линий, секционный с разъединителями, выключатели силовых со своими , два трансформатора 35 кВ (ТН-35 ) защищенных предохранителями подключенных с шин 35 кВ свои разъединители. два силовых марки ТМН-4000. сборных шин 35 и шинных 35 кВ будет гибким проводом АС-120. Гибкая является следствием схемы подстанции отдельно расположенном , а не в блоках -выключатель. Совместно общей раме выключателем устанавливается трансформаторы тока. блочного оборудования действующими приказами «Вологдаэнерго».

Особенностью является, что имеет возможность питания с смежных ПС 110/35/10 или же через свои 35кВ одну ПС, бы на время становится подстанцией.

РУ 10 выполним по с одной системой шин, основе комплектных серии К-59. комплектуются выкатными , на которых выключатели отходящих , вводный и выключатели, а же секционный на 10 кВ. тип ячеек возможность внутренней трансформаторов напряжения трансформаторов собственных , так же КРУН-10 кВ установлены ячейки нужд подстанции.

5. Расчет токов короткого замыкания

5.1 Составление расчетной замещения 10 кВ

необходим для и проверки уставок защиты автоматики, а же для параметров выбираемого .

Расчетные точки замакыния:

К1 – шинах НН;

…К12 – на потребителя.

Рисунок 5.1 – замещения 10 кВ

5.2 параметров схемы 10 кВ

Мощность замакыния:

, МВА,(5.1)

IкзВН – ток замакыния на высокого напряжения.

·А;

МВ·.

Параметры системы:

, ,(5.2)

Где Ucp– напряжение, кВ;

– трёхфазного КЗ шинах подстанции 1, ·А

Ом;

.

ЭДС системы:

,; (5.3)

кВ.

Параметры трансформаторов:

Активное трансформатора, приведённое стороне 10,5 кВ.

, ; (5.4)

Ом.

Реактивное трансформатора, приведённое стороне 10,5 кВ.

, ;(5.5)

Ом.

Параметры линии на ВЛ-10 кВ «»:

RВЛ = r0 • , Ом; (5.6)

XВЛ = • L, Ом; (5.7)

= 0,493 • 5,440 = 2,6819 Ом;

XВЛ = 0,291 • 5,440 = 1,5830 ;

Ом.

Параметры линий приведены таблице 5.1.

Таблица 5.1 – отходящих линий

Марка провода

, м

r, Ом/км

x, Ом/км

R,

X, Ом

, Ом

Уфтюга

3-50

1260

0,720

0,299

17,9177

10,6377

20,84

АС-50

26170

0,65

0,392

Водозабор-1

-70

3860

0,46

0,382

1,7756

1,4745

2,31

-1

АС-70

2480

0,46

0,382

1,1408

0,9447

1,48

Сельменьга

3-70

1350

0,493

0,291

10,5399

8,5929

13,6

АС-70

21466

0,46

0,382

Льнозавод

3-50

1350

0,720

0,299

8,6615

5,0410

10,02

АС-50

11830

0,65

0,392

Райцентр

3-70

5440

0,493

0,291

2,6819

1,5830

3,11

Вахонькино

СИП 3-50

1480

0,720

0,299

4,5431

2,5397

5,21

-50

5350

0,65

0,392

Б. Слободка

3-50

3180

0,720

0,299

12,0526

6,8387

13,86

АС-50

15020

0,65

0,392

Газ-2

-70

3790

0,46

0,382

1,7434

1,4478

2,27

Водозабор-2

АС-70

2570

0,46

0,382

1,1822

0,9817

1,54

СИП 3-70

1380

0,493

0,291

9,2915

7,5526

11,98

АС-70

18720

0,46

0,382

-Нюксеница

АС-70

58000

0,46

0,382

26.68

22.156

34.68

-1-Нюксеница

АС-70

45000

0,46

0,382

20,7

17,19

26,91

-2- Нюксеница

АС-70

45000

0,46

0,382

20,7

17,19

26,91

5.3 токов в короткого замыкания

токов замакыния для напряжения стороны, к приводятся сопротивления .

, А,(5.8)

где – суммарное эквивалентное от источника до расчётной замыкания, Ом.

значение тока двухфазном замыкания по значению трёхфазного КЗ:

,. (5.9)

Ударный ток:

,(5.10)

где куд – коэффициент.

Расчёт КЗ производим учёта подпитки стороны нагрузки.

;

кА;

кА;

;

кА;

кА.

определяется по [ 6.1[4]]

кА;

кА.

токов замыкания в таблицу 5.2.

5.2-Расчет токов

Наименование присоединения

(3)КЗmax, А

(3)КЗmin

(2)КЗ, А

iуд max,

Уфтюга

249

220

191

1,8

634

Водозабор-1

1038

669

579

1,8

2642

-1

1254

736

637

1,8

3192

Сельменьга

354

298

258

1,8

901

Льнозавод

442

358

310

1,8

1125

912

615

533

1,8

2321

Вахонькино

694

507

439

1,8

1767

Б.

349

294

255

1,8

888

Газ-2

1045

672

582

1,8

2660

Водозабор-2

1195

731

633

1,8

3042

391

324

281

1,8

995

Городишна-Нюксеница

605

555

480

1,8

1540

-1-Нюксеница

776

695

602

1,8

1976

Тарнога-2-

776

695

602

1,8

1976

6. Выбор и проверка коммутационной, защитной аппратуры и сборных шин

6.1 Расчет токов режимов

Токи режимов рассчитываются из нормальной соединений электрооборудования .

Рабочий ток учетом транзитной на стороне равен:

,А;(6.1)

, ; (6.2)

А;

А.

отходящих линий «Нюксеница» отображены таблице 6.1.

Ток выключателя на 10 кВ:

А.

6.2 коммутационной и аппаратуры

Выбор и защитной применяемой на «Нюксеница» представлен виде таблиц 6.1-6.7, которых отображены параметры выбора расчетные данные. же в указаны марки оборудования, значения напряжения и рабочие токи.

выключатели и отображены в 6.1.

Таблица 6.1 – Параметры установленных на 35кВ

Условия

Расчетные данные

оборудования

Выключатели

ВВСТ-35

РГП-35

Uсети

Uсети =35

Uном = 35 кВ

=35кВ

Iном Iраб.

Iраб.мах =66,47

Iном = 1600 А

= 1000А

Iоткл Iкз

= 2655 A

Iоткл =25

i пр. i уд

уд = 4274.55 A

пр.скв =62,5кА

пр.скв = 16

Выключатели для и вводных в КРУН-10 отображены в 6.2.

Таблица 6.2 – Выключатели на вводных секционных ячейках

выбора

Расчетные

Тип оборудования /СЭЩ-10-630

Uном

Uсети = 10 кВ

=10 кВ

Iном .мах

Iраб. =234.24(117,12) А

Iном =630

Iоткл Iкз

= 1715 A

Iоткл =20кА

дин i

i уд = 3905

i дин =51

Выключатели для линий 10 кВ в таблице 6.3.

6.3 – Выключатели отходящих 10 кВ

Условия

Расчетные данные

оборудования ВВ/-10-630

Uном Uсети

=10 кВ

Uном =10

Iном Iраб.

Iраб.мах =7-72

Iном =630 А

Iкз

Iкз. = 1254 A

Iоткл =12,5

i дин уд

i .max = 3192 A

дин =51 кА

выключатели по 10 кВ установлены выкатных элементах ячейках КРУН К-59.

Трансформаторы для стороны 35 приведены в 6.4.

Таблица 6.4 – Трансформаторы установленные на 35 кВ

Условия

Расчетные данные

оборудования ТОЛ-35

Uсети

Uсети =35

Uном = 35

Iном .мах

Iраб. =66,47 А

Iном = 75

тока для 10 кВ приведены таблице 6.5.

Таблица 6.5 – тока установленные стороне 10 кВ

выбора

Расчетные

Тип оборудования

вводе

на линиях

ТОЛ-10

-10

Uном Uсети

=10 кВ

Uном =10

Uном =10 кВ

Iраб.мах

.мах =234,24 А

=300А

Iном =150

i i уд

уд = 3905 A

=100 кА

iдин =52

Измерительные трансформаторы приведены т 6.6.

Таблица 6.6 – Измерительные напряжения

Тип

Uном, кВ

.1, кВ

Uном.2,

Uном. доп,

Sном, ВА (0,5)

, ВА

НАМИ-35

35

35

100

100

360

2000

-10

10

10

100

100/3

120

1000

Измерительные трансформаторы в сетях и на защищаются плавкими типа ПКН класса напряжения.

перенапряжений применяемые подстанции указаны таблице 6.7.

Таблица 6.7 – перенапряжения

ОПН–Х/X-10-760

-H11N

Uном=35

Uном=10 кВ

. max= 40,5кВ

Uдоп. =12,7 кВ

Uпроб. менее=48,3 кВ

. не менее=26

Uостатач. не =92,7 кВ

Uпроб. более=30,5 кВ

6.3 шинопроводов

Для ОРУ-35 кВ применять гибкие выполненные проводом -120. Использование жесткой для ОРУ-35 не уместно как оборудование 35 используется не блочном исполнении, отдельно стоящее от друга. гибких шин токопроводов выбираются :

По рабочему :

IР<Iдоп ,. (6.3)

По термическому тока КЗ:

= I2·t.(6.4)

электродинамическую стойкость тока КЗ:

провод марки -120: Iдоп = 390 А

= 15,2 мм,Iдоп = 390 ,Dср = 1,5 м.

по условию :

кВ/см.

условия:

Е ? 0,9•.

.

Проверка условия:

3,93< 0,9·27,55.

выполняется.

Шинопроводы 10 IН = 3150 А вместе с КРУ, их не требуется.

электрический трансформатор ток релейный

7. Расчет релейной защиты и автоматики

Релейная и автоматика «Нюксеница» реализуется базе микропроцессорных РЗА серии «», изготавливаемых Научно- фирмой «Радиус».

7.1 релейной защиты трансформаторов

Для силового трансформатора блок «Сириус-».

Терминал защиты «-Т» обеспечивает:

– дифференциальную токовую трансформатора (токовая и дифференциальная с функцией от сквозного намагничивания);

– двухступенчатую высшей стороны с возможностью пуска по от стороны напряжения;

– защита перегрузки по стороне напряжения действием на ;

– контроль небаланса плечах дифференциальной защиты с на сигнализацию;

– для подключения сигналов от защиты; газовой РПН.

7.1.1 Дифференциальная защита трансформаторов

дифференциальной защиты произведем по , представленной в предприятия изготовителя.

значения первичных вторичных токов дифференциальной защиты. представлять формулы расчеты в форме. Все представим в 7.1.

Таблица 7.1 – Результаты

Наименование величины

и метод

Числовое значение стороны

35 кВ

10

Первичный ток сторонах защищаемого , соответствующий его мощности, А

65

230

трансформации трансформатора

100/5

300/5

Вторичный ток плечах защиты, номинальной мощности трансформатора

3,25

3,83

Принятые

Iном

3,25

3,83

7.1.2 Дифференциальная защита (ДЗТ-1)

Выбору – относительное значение срабатывания отсечки.

должна выбираться двух условий:

1) от броска намагничивания;

2) отстройка максимального первичного небаланса при режиме расчетного КЗ.

Отстройку броска тока производим по :

. (7.1)

Отстройку от первичного тока при переходном расчетного внешнего производим по :

, (7.2)

где – коэффициент ;

– отношение внешнего расчетного КЗ номинальному току ;

– отношение амплитуды гармоники тока к приведенной периодической составляющей внешнего КЗ. = 0,7.

;

.

7.1.3 Дифференциальная защита торможением (ДЗТ-2)

подлежат:

Iд1/ – базовая уставка ;

кторм – коэффициент (наклон тормозной на втором участке);

Iт2/ – вторая точка тормозной характеристики;

/Iдг1 – уставка от второй .

Тормозная характеристика приведена на 7.1. Она построена относительных единицах, есть токи к номинальному стороны ВН. ток формируется полусумма модулей двух сторон трансформатора.

7.1 – Тормозная характеристика

Базовая Iд1/Iном чувствительность рассматриваемой защиты. Следует иметь уставку пределах (0,3-0,5) для чувствительности к замакыниям в обмотках.

Коэффициент кторм должен несрабатывание ступени сквозных токах, второму участку характеристики (примерно 1 до 3 Iном).

небаланса порождаемый токами:

,А, (7.3)

– коэффициент, учитывающий режим;

– коэффициент трансформаторов тока;

– значение полной трансформаторов тока установившемся режиме.

на относительно уровни сквозных рекомендуется принимать: = 1,0; =2,5 , доля двигательной в общей трансформатора более 50% =2,0 если доля нагрузки менее 50%. =0,04. надежности отстройки тока небаланса, его умножить . Если по трансформатору проходит ток, то может вызвать ток.

, А, (7.4)

Котс=1,2.

,А.

терминале «Сириус» ток равен сумме трех , проходящих с сторон трансформатора:

,. (7.5)

Для формирования тока вначале трех токов сторон выбирается по модулю: .

рассчитываем вторичный :

,А. (7.6)

Рассчитываем ц:

. (7.7)

После этого тормозной ток выражениям:

›0 ; (7.8)

.

Если внешнем КЗ сквозным током ток образовался -за погрешности трансформации наибольшего токов , то ток равен:

,. (7.9)

Коэффициент снижения тока равен:

. (7.10)

реле не , коэффициент торможения определяться по :

. (7.11)

Вторая точка тормозной характеристики в реле по выражению: .

точка излома характеристики вычисляется реле автоматически выражению:

. (7.12)

При уставках следует , что первая не заходит вторую.

Уставка от второй рекомендуется на 12-15%.

С учетом проведенных расчетов табл. принимаем =0,3; =0,04.

;

;

;

;

чувствительности:

; (7.13)

7.1.4 Защита перегрузок

Уставка перегрузки принимается :

,А, (7.14)

где Котс – коэффициент отстройки, = 1,05;

кв – коэффициент , кв = 0,95.

;

.

7.1.5 Максимальная защита трансформатора внешних КЗ

тока срабатывания токовой защиты по формуле:

, (7.15)

где кн – надежности, обеспечивающий несрабатывание защиты учета погрешности с необходимым , кн = 1,1;

кв – возврата, кв = 0,95;

1,4 – допустимой перегрузки.

;

.

срабатывания защиты:

.; (7.16)

; .

7.1.6 Газовая защита

защита реагирует повреждения внутри трансформатора, при происходит выделение или ускоренное масла или масла с из бака расширитель, а и по причинам (междуфазные , межвитковые замакыния обмотках, замыкание на корпус, в стали и др.).

защита поставляется газовым реле BF 80/Q ( – реле с элементами, F – фланцем, 80 – внутренний фланца в , Q – фланец формы).

В от вида развития повреждения возможна последовательная сигнального и элементов реле их одновременная .

7.2 Расчет релейной отходящих присоединений 10 – 35

Для защиты присоединений 10 – 35 кВ микропроцессорные устройства защиты серии “-2Л.

Терминал “Сириус-2Л” для работы качестве защиты линий с или компенсированной напряжением 10 – 35 кВ. устанавливается в КРН и сигналы на выключателем присоединения.

подключается к трансформаторам тока A и с номинальным током 5 А.

1) отсечка:

, А, (7.17)

кн – коэффициент кн = 1,05;

– максимальный трехфазного короткого в конце линии.

2) Максимальная защита:

, А, (7.18)

кн – коэффициент , к = 1,1;

кв – возврата реле, = 0,97;

ксз – коэффициент ;

Iр.max – рабочий ток линии.

Чувствительность считается достаточной, при КЗ конце защищаемого Кч > 1,5, а КЗ в резервируемого участка >1,2.

Коэффициент чувствительности :

(7.19)

где – минимальный двухфазного короткого конце защищаемой .

Избирательность защиты выбором выдержки по условию:

., (7.20)

где tс..пред – время защиты предыдущей ;

Дt – ступень избирательности, расчетах принимается 0,6-1 – для защит зависимой от КЗ характеристикой срабатывания и 0,3-0,6 – для защит независимой характеристикой срабатывания.

Приведем расчета уставок линии 10 кВ ().

Ток срабатывания : .

Рисунок 7.2 – Зона токовой отсечки

видно из 7.2, токовая отсечка более 20 % длины . Эта отсечка должна срабатывать КЗ в за ближайшим ответвления.

Время токовой отсечки:

.

срабатывания (уставка) отсечки:

.

Ток МТЗ:

.

Время МТЗ:

.

Коэффициент :

Проверка ТТ 10% погрешность:

, Ом, (7.21)

где .РАСЧ – вторичная трансформатора тока;

.ДОП – номинальная нагрузка ТТ выбранном классе .

Предельная кратность по результатам отсечки:

; (7.22)

.

По предельной кратности ТОЛ-10 ZН. = 0,39 Ом .

Фактическое сопротивление нагрузки:

, , (7.23)

где RПР – соединительных проводов, зависит от длины и ;

RК – сопротивление , принимается равным 0,1 ;

RПРИБ – сопротивление (устройства “Сириус 2Л”):

, , (7.24)

где SПРИБ – , потребляемая “Сириус 2Л”;

– вторичный номинальный устройства.

Сопротивление “ 2Л”:

сопротивление соединительных :

, Ом, (7.25)

где – сопротивление материала ;

lРАСЧ – длина проводов от до устройства “ 2Л”, которое приблизительно 4 м;

q – соединительных проводов, сечение по прочности для жил – 2,5 мм2 .

.

сопротивление равно:

,

меньше, чем .ДОП = 0,39 Ом, , полная погрешность тока менее 10%.

рассчитываются уставки остальных линий.

Результаты расчета представлены таблице 7.2.

Таблица 7.2 – расчета уставок отходящих присоединений

I(3)MAX

А

(2)MIN

А

Iраб,

Кт

IС.. А

IСР.О

А

.З.

IСР.

А

kЧ,МТЗ

с

249

220

20

20

261,45

13

28,5

1,4

7,7

1

Водозабор-1

1038

669

33

20

1089

54

49,6

2,48

13,5

1

Газ-1

1254

736

45

20

1316

65

63,7

3,2

11,5

1

354

298

12

10

371,7

37,1

17,1

1,7

17,4

1

Льнозавод

442

358

16

10

464,1

46,4

22,6

2,2

15,8

1

Райцентр

912

615

72

20

957,6

47,8

102

5,1

6,02

1

Вахонькино

694

507

7

10

728,7

72,8

9,92

0,99

51

1

Березовая слободка

349

294

16

20

366,4

18

22,68

1,13

12,9

1

-2

1045

672

45

20

1097

54,8

63,7

3,2

10,5

1

Водозабро-2

1195

731

35

20

1254

62,7

49,6

2,48

11,65

1

Лесютино

391

324

20

10

410,55

41,1

28,4

2,84

11,4

1

-Нюксеница

605

555

74

30

635,2

21,2

104,8

3,5

5,29

0,5

Тарнога-1-

776

695

108

30

814,8

27,1

153

5,1

4,54

0,5

Тарнога-2-Нюксеница

776

695

108

30

814,8

27,1

153

5,1

4,54

0,5

7.3 АВР-10 кВ АВР-35 кВ

автоматического включения (АВР) выполняется действиями «Сириус » (секционный выключатель) двух «Сириус » (вводные выключатели).

АВР происходит срабатывании пускового по напряжению. отработки выдержки tавр выдается на отключение ввода, а выполнения этой выдается команда “. СВ” на « С» длительностью 0,8 . Затем, формирует дискретный сигнал АВР для ввода.

Для принимают меньшее напряжения срабатывания напряжения. Для упрошенных расчетов :

Uср1 = (0,25…0,4)•( U / kU),В, (7.26)

: U ном – напряжение сети;

– коэффициент трансформации напряжения.

kU = / Uнс; (7.27)

kU = 10000/100 = 100;

kU ВН = 35000/100 = 350;

= 0,3•( 10000/ 100) = 30 В;

Uср1ВН = 0,3•( 35000/ 350) = 30 .

При этом времени для АВР должна условию:

tcр ? t1+Дt , с., (7.28)

t1 – наибольшее срабатывания защиты шин высокого подстанции, составило 1 ;

Дt – ступень селективности времени, принимается 0,3 .

tcр АВР1 ? 1+0,3=1,3с.

исключения ложных АВР в АВР используют реле минимального совместно с минимального тока, на ток линии. Такой орган срабатывает тогда когда напряжение на и ток питающей линии. срабатывания реле как:

Iср = / (kотс ki), (7.29)

где Iраб – ток питающей ;

kотс – коэффициент , kотс = 1,5;

ki – трансформации трансформаторов .

ki = Iвс/ ; (7.30)

ki НН = 300/ 5 = 60;

ВН = 200/ 5 = 40;

IсрНН = 207 / (1,5•60) = 2,3 ;

IсрВН = 182 / (1,5•40) = 3,03 А.

АВР имеет при наличии на резервном питания, для в пусковой АВР включают максимального напряжения. рабочем напряжении должно разрешать пускового органа . Это условие выбором его срабатывания, которое :

Uср2 = (0,65…0,7)•( U / kU), В; (7.31)

= 0,65•( 10000/ 100) = 65 В;

Uср2НН = 0,65•( 35000/ 350) = 65 .

Требования условий выполнятся если воздействия на секционного выключателя соответствовать следующему :

tcр АВР2 = .в.+tзап, ., (7.32)

где tв. – время включения ;

tзап – время , tзап = 0,5с.

tcр = 0,8+0,5= 1,3 с.

8. Расчет и выбор элементов системы собственных нужд подстанции

Состав потребителей нужд подстанции от типа , мощности и трансформаторов, типа .

Мощность потребителей нужд невелика, они присоединяются сети 380/220 В, получает питание понижающих трансформаторов 10/0,4 , которые называются собственных нужд (). Потребителями собственных являются обогрев выключателей, аппаратуры КРУН, освещение и другие . Наиболее ответственными собственных нужд оперативные цепи, связи и , аварийное освещение .

8.1 Определение расчетных

Расчетная нагрузка:

= КО • РН, ; (8.1)

квар, (8.2)

где – коэффициент одновременности;

ц – соответствует cos ц группы электроприемников.

расчетная мощность:

. (8.3)

Расчетный ток группы электроприемников по формуле:

, (8.4)

гдеUном – напряжение сети, .

Основные нагрузки собственных.

Таблица 8.1 – нагрузок СН

потребителя

n,

Pном, кВт

cosц

Рр,

Sр, кВА

, А

1

Приводы силового трансформатора

2

1,2

0,4

1

0,96

0,96

1,46

2

привода РПН трансформатора

2

0,7

1

1

1,4

1,4

3,678

3

Приводы 35 кВ

45

0,18

0,3

1

2,43

2,43

6,385

4

Обогрев разъединителей 35 кВ

45

0,07

1

1

3,15

3,15

8,276

5

приводов выключателей 35

8

0,07

1

1

0,56

0,56

1,471

6

Приводы выключателей 35

8

0,2

1

1

1,6

1,6

4,204

7

Антиконденсационный обогрев

8

0,28

1

1

2,24

2,24

5,885

8

Обогрев КРУН-10

15

0,75

1

1

11,25

6

15,76

9

Освещение КРУН-10

20

0,1

0,7

1

1,4

1,4

3,678

10

Приводы выключателей 10

15

0,2

0,3

1

0,9

0,9

2,365

11

Аварийное освещение

10

0,06

1

1

0,6

0,6

1,576

12

освещение

8

0,25

0,5

1

1

1

2,627

13

Аппаратура и телемеханики

1

3,5

1

1

3,5

3,5

9,196

14

здания ОПУ

4

0,072

0,7

1

0,2016

0,202

0,53

15

здания ОПУ

4

1,5

1

1

6

6

15,76

16

АСКУЭ

1

0,5

1

1

0,5

0,5

1,314

17

Сварка

1

5

0,1

1

0,5

0,5

0,761

:

38,192

8.2 Выбор трансформаторов нужд

Количество :

, кВА, (8.5)

где – мощность трансформатора;

.

Применим трансформаторы ТМГ – 40/10/0,4.

8.3 Выбор собственных нужд

панели для собственных нужд ПСН с обслуживанием, так панели буду в помещении -10 кВ. В панелях будет защитная аппаратура питания потребителей нужд. Схема потребителей собственных разделена на секции с АВР – 0,4 кВ двумя секциями 0,4 кВ. Схема нужд показана на плакате №4.

8.4 жил кабелей

токи электроприемников:

, . (8.6)

Кабели необходимо :

1) по нагреву током:

, А, (8.7)

– длительно допустимый , А;

– поправочный , ;

– расчетный ток , для одиночного ;

– поправочный коэффициент, .

2) потери напряжения:

, , (8.8)

где, – активное реактивное удельные линии, мОм/;

– длинна линии, .

Выбор кабелей, электроприемники представлен табл. 8.2.

Таблица 8.2 – кабелей, питающих

Наименование

Pном,

Iном, А

Iдоп, А

Кабель

, км

r0, /м

ДU, %

1

Привод Т-1

1,2

1,83

29

ВВГнг (5х2.5)

0,023

7,4

1,41

2

РПН Т-1

0,7

1,84

29

(3х2.5)

0,023

7,4

2,46

3

Привод разъединителей 35

8,1

1,18

29

ВВГнг (3х2.5)

0,066

7,4

4,54

4

Привод -35 кВ

1,6

0,53

19

ВВГнг (3х1.5)

0,063

12,5

3,25

5

КРУН-10 кВ 1

6

1,97

35

ВВГнг (3х4)

0,01

4,6

0,71

6

Аварийное

0,6

0,16

19

ВВГнг (3х1.5)

0,02

12,5

0,3

7

Шкаф

0,5

1,31

19

ВВГнг (3х1.5)

0,005

12,5

0,64

8

Привод Т-2

1,2

1,83

29

ВВГнг (5х2.5)

0,023

7,4

1,41

9

Обогрев Т-2

0,7

1,84

29

ВВГнг (3х2.5)

0,023

7,4

2,46

10

ОПУ

9,79

25,72

55

ВВГнг (5х10)

0,05

1,84

1,86

ОПУ

0,288

0,19

19

ВВГнг (3х1.5)

0,004

12,5

0,07

освещение

2

0,66

19

ВВГнг (3х1.5)

0,05

12,5

3,22

ОПУ

4

2,63

29

ВВГнг (3х2.5)

0,006

7,4

0,91

связи и

3,5

9,20

29

ВВГнг (3х2.5)

0,003

7,4

1,6

11

Обогрев -10 кВ 2 СШ

5,25

1,97

35

(3х4)

0,01

4,6

0,71

12

Обогрев ОРУ-35

5,95

15,63

35

ВВГнг (5х4)

0,024

4,6

1,35

Обогрев ВВ-35 кВ

0,56

0,18

19

(3х1.5)

0,04

12,5

0,72

Обогрев привода 35 кВ

3,15

0,46

19

ВВГнг (3х1.5)

0,043

12,5

1,94

обогрев выключателей

2,24

0,74

19

(3х1.5)

0,043

12,5

3,1

13

Сварка

5

7,61

35

ВВГнг (5х4)

0,03

4,6

4,77

ввода панели нужд ВВГнг (5х35) , = 114А, Iдоп,=141 А, = 10м, r0 = 0,53 мОм/, x0 = 0,088 мОм/, ДU = 0,51%.

8.5 Выбор коммутационной защитной аппаратуры

коммутационной и аппаратуры производится соблюдению следующих : по напряжению; току; по срабатывания отсечки; защите от ; по времени отсечки; по стойкости к КЗ; по . Схема выбранная аппаратура предоставлена на плакате №4.

9. Экономическая часть

9.1 Оценка на проведение работ

Составляются сметы затрат строительные, монтажные, и пусконаладочные , а так на стоимость . Для составления смет используем единичные расценки монтаж оборудования () [5] и на работы (ТЕРп) [5], так же прайсы фирм материалов и .

При составлении на демонтаж учитываем то, демонтируемое оборудование подлежит дальнейшему в связи негодности: большой и устаревание. оно предназначается лом и о его не требуется. составления сметы демонтаж будем соответствующие расценки монтаж оборудования, они будут 50 % от расценок монтаж.

Составленные сметы приведены приложении А.

детальный пересчет сметы согласно 81-35.2004 “Методика определения строительной продукции территории Российской ” и методическому “Расчет сметной строительства объектов ” М.Б. , Ю.В. . [6,7]

I Затраты монтажные работы.

1) в ценах года:

См = 19325,28 •5,98 = 115565,17 .

2) Зарплата на год:

Сзп=(32859,7+5873,8+22589,4+14982,8+2719,6)•22,76•1,15=2068408.

3) Эксплуатация на год:

Сэм = (67521,31 – 5873,808+31209,41 – 2719,555)• 8,4 = 757153,80 .

4) Всего прямых в текущих :

Спз = 115565,17+2068408,54+757153,80 = 2941127,51 руб.

5) накладных расходов:

= 0,95 • 2068408,54 = 1964988,11 руб.

6) Расчет прибыли:

Рсм = 0,65 • 2068408,54 = 1344465,55 .

Всего затрат монтажные работы текущих ценах:

Ссмр = 2941127,51 + 1964988,11 + 1344465,55 = 6250581,17 руб.

II на приобретение и вспомогательного оборудования.

1) Расчет на приобретение частей:

Сзч = 0,02 • 22760383 = 455207,66 .

2) Расчет затрат приобретение тары упаковки:

Сту = 0,015 • 22760383 = 341405,74 .

3) Расчет затрат транспорт:

Стр = 0,05 • 22760383 = 1138019,15 .

4) Определение снабженческо- наценки:

Ссб = 0,05 • 22760383= 1138019,15 .

5) Определение заготовительно- расходов:

Сзс = 0,012 · 22760383= 273124,60 .

6) Определение расходов комплектацию:

Ском = 0,008 · 22760383 = 182083,06 .

7) Всего дополнительных на оборудование:

Сдо=455207,66+341405,74+1138019,15+1138019,15+273124,6+182083,06 = 3527859,36 руб.

8) Всего на оборудование текущих ценах:

Соб = 3527859,36 + 22760383= 26288242,36 руб.

III стоимость материалов.

1) транспортных расходов:

Стр = 0,05 • 140261 = 7013,05 руб.

2) Определение на тару упаковку:

Сту = 0,015 • 140261 = 2103,91 .

3) Всего расходов материалы в ценах:

С мат = 1,012 · (140261 + 7013,05 + 2103,91) = 151170,50 руб.

IV и прочие .

1) Расчет затрат временные здания сооружения:

Свз = 0,039 • 6250581,17 = 243772,67 .

2) Определение затрат подвижной и характер работы:

Срип = 0,15 • 2068408,54 = 310261,28 руб.

3) Расчет на перевозку и тяжеловесных :

Сгр = 0,0003 • 6250581,17 = 2062,69 руб.

4) затрат на страхование:

Сстр = 0,03 • 6250581,17 = 187517,44 .

5) Затраты, связанные отчислениями в научно-исследовательских опытно-конструкторских (НИОКР):

Сниокр = 0,015 • (6250581,17+22760383+140261) = 437268,38 .

6) Определение затрат премирование:

Сэксп = 0,025 • 6250581,17 = 156264,53 .

7) Расчет на затраты по объектов строительства:

Сохр = 0,013 • 6250581,17 = 81257,56 руб.

8) Определение и прочих :

Слп =243772,67+310261,28+2062,69+187517,44+437268,38+156264,53+ +81257,56 = 1418404,55 руб.

Авторский надзор:

Савт=0,002·(6250581,17+26288242,36+151170,5+1418404,55)=68216,8руб

VI резерва средств непредвиденные работы затраты:

Снепр=0,03·(6250581,17+26288242,36+151170,5+1418404,55)=1023251,96.

9.2 Технико-экономическое реконструкции

По Великоустюгских электрических за 2015 год на обслуживание ремонт распределительных подстанции «Нюксеница» порядка 981381 рубля, при простое 1628752 рубля. Увеличение обуславливается по устаревшего оборудования, как данная находится в с конца 60 годов прошлого .

На подстанции сих пор маслонаполненное оборудование, как масляные 10 кВ марок -133 и масляных 35 кВ марок -35, при том все выключатели приводами ПП-67 электромеханическими реле. выработало свой довольно давно в данный работает «на слове», так на данной не проводилось и модернизаций, исключением замены изоляции на на разъединителях 35 . Вследствие этого подстанции происходят аварии, большинством являются пропуски выключателей аварий линий с аварийных токов секцию шин, приводит работе выключателей. Так имеет место совсем корректная приводов выключателей; , зависание в положении и . Все это к частым , недоотпуску электроэнергии излишней занятости персонала.

Реконструкция позволит увеличить электроснабжения потребителей, снизить затраты ремонт и оборудования. Высвободит персонал для плановой работы, приведет к выплат по времени по персонала в время и дни, а же экономию запланированных командировок отдельных служб ( и ГЗИ), базируются на сетей в . Устюге. Одним важнейших пунктов является увеличение дежурного и персонала, это в том персонал будет переключения по с пульта , что спасет от ошибочных с оборудованием.

реконструкции подстанции на обслуживание, и потери простое по должны уменьшатся 100000 рублей.

Исходя этих данных срок окупаемости:

, , (9.1)

где К- затраты на ;

И П – при простое;

О.Р – на обслуживание ремонт;

И – издержки после .

года.

Таким , затраты на окупятся в двенадцати с лет, что сроку окупаемости энергетики, так энергетика является вложением.

Заключение

В данной работе произведен расчет для проведения реконструкции электрооборудования подстанции 35/10 кВ «Нюксеница», которая питает потребителей II и III категории по надежности. Исходя из соображений по надежности электроснабжения потребителей и на основании технико-экономического обоснования к установке приняты два понижающих трансформатора ТМН-4000/35/10, высоковольтные выключатели 35 кВ марки ВВСТ-35, разъединители РГЗ-35 с заземляющими ножами, комплектные ячейки КРУ серии К-59 с встроенными выключателями 10 кВ марки ВВУ/СЭЩ-10. Данные выключатели выбраны мной за их надежность, простоту в обслуживании и выключатели обоих классов напряжения работают на переменном оперативном токе, что в свою очередь освобождает от проектирования выпрямительных и аккумуляторных установок. Для защиты оборудования от различных аварий используется релейная защита на базе микропроцессорных блоков «Сириус».

На напряжение 35 кВ принята схема РУ на две секции шин каждая из которых имеет выключатели питающих линий, секционный выключатель, вводные выключатели трансформаторов. Секция сборных шин и все шинные мосты 10 кВ и 35 кВ выполнены гибкой ошиновкой. На подстанции не применяется блочное оборудование по соображениям безопасности обслуживающего и ремонтного персонала из-за особенностей конструкции таких блоков.

На напряжение 10 кВ, так же, применяем схему с двумя системами сборных шин соединенных между собой секционным выключателем. РУ – 10 кВ принято из ячеек КРУ типа К-59. Эти КРУН являются утепленными с системой внутреннего обогрева и смонтированным оборудованием на выкатных элементах.

Так же в работе была произведена экономическая оценка проделанной работы, на виды работ понадобится 35 милн. рублей. Вложенные средства окупятся через 12,5 лет, что для энергетики является не очень большим сроком.

Список использованных источников

1. Электротехнический справочник: В 3т. Т3. В 2 кн. кн.1. Производство и распределение электрической энергии // (Под. ред. И.Н.Орлова. 7-е изд., испр. и доп. – Москва: Энергоатомиздат, 2009. – 880 с.

2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов. Москва: Энергоатомиздат, 2007 -608 с.

3. Логинова С.Е., Логинов А.В., Лицковец А.С. Пособие по проектированию воздушных линий электропередачи напряжением 0,38-20кВ с самонесущими изолированными и защищенными проводами. Книга 4. Санкт-Петербург, 2011 – 154 с.

4. Гук Ю.Б., Кантап В.В., Петрова С.С. Проектирование электрической части станций и подстанций: учеб. пособие для вузов. Санкт-Петербург: Энергоатомиздат, 2008 – 312 с.

5. ТЕРм 81-03-08-2001. Территориальные единичные расценки на электромонтажные и пусконаладочные работы. Вологда, 2001-74.

6. Ермолаев Е.Е., Носенко И.Ю. МДС 81-35.2004 “Методика определения стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации” Москва: 2004 – 72 с.

7. Перова М.Б., Воропанова Ю.В. “Расчет сметной стоимости строительства объектов электроэнергетики”: методическое пособие. Старый Оскол: Монография, 2004 – 152 с.

8. Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. Учебник для вузов. Москва: Высшая школа, 2007 – 639 с.

9. Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов: учебное пособие для студентов. Москва, 2010 – 318с.

10. Кудрин Б.И. Системы электроснабжения: учебное пособие для студентов. Москва: Академия, 2011 – 350 с.

Поделиться статьёй
Поделиться в telegram
Поделиться в whatsapp
Поделиться в vk
Поделиться в facebook
Поделиться в twitter
Михаил Потапов
Михаил Потапов
Я окончил горный университет, факультет переработки минерального сырья. О специальности работаю 12 лет, сам преподаю в университете. За это время написал 8 научных статей. В свободное время подрабатываю репетитором и являюсь автором в компании «Диплом777» уже более 7 лет. Нравятся условия сотрудничества и огромное количество заказов.

Ещё статьи

Нет времени делать работу? Закажите!
Вид работы
Тема
Email

Отправляя форму, вы соглашаетесь с политикой конфиденциальности и обработкой ваших персональных данных.