Разработка проекта реконструкции электрической сети 10 кВ с повышением качества электроснабжения

02 План-проект.doc

Негосударственное образовательное учреждение
высшего образования
Направление: Электроэнергетика и электротехника
Форма обучения: Заочная
Выпускной квалификационной работы на тему «Разработка проекта реконструкции электрической сети 10 кВ с повышением качества электроснабжения»
Цель работы: Разработка плана реконструкции воздушной линии с целью повышения надежности электроснабжения путем изменения схемы сети введения АВР и уменьшением влияния высших гармоник тока
В соответствии с поставленной целью определены следующие задачи:
- Анализ существующей системы электроснабжения
- Расчет силовых нагрузок электрической сети
- Рассмотрение и выбор вариантов реконструкции
- Расчет токов короткого замыкания и выбор оборудования питающей подстанции
- Повышение надежности электроснабжения
- Экономическое обоснование реконструкции
- Организация безопасности и экологичности проекта
РАЗДЕЛ 1 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТОСНАБЖЕНИЯ
1 Анализ существующей системы электроснабжения и постановка задач к проектированию
2 Анализ схемы электрической сети
РАЗДЕЛ 2 РЕКОНСТРУКЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
1 Выбор и расчет наилучшего варианта схемы электрической сети
2 Расчет приведенных затрат по различным вариантам схем электрической сети
3 Расчет токов короткого замыкания
4 Выбор оборудования питающей ТП
5 Расчет токовых защит линий 10 кВ
6 Повышение надежности путем введения сетевого АВР и расчет уставок АВР
7 Повышение надежности путем уменьшения потерь в линии 038 кВ от высших гармоник тока
8 Сравнение показателей надежности до и после проведения технических мероприятий
РАЗДЕЛ 3 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ И ОХРАНА ТРУДА
1 Расчет дополнительных капитальных вложений в электроснабжение
2 Определение годовых эксплуатационных затрат по изменяющимся статьям
3 Определение вероятностного ущерба от перерывов в электроснабжении
4 Технико – экономическая оценка проектируемой электрической сети
6 Расчет защитного заземления ТП
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ОЖИДАЕМЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ: В ходе выполнения ВКР будет разработан план реконструкции электрической сети 10 кВ. Отдельное внимание при разработке плана реконструкции будет уделяться безопасности работ при реконструкции и экологичности производимых работ.
В работе будут рассмотрены вопросы по реконструкции воздушной линии в частности рассчитаны варианты схем воздушной линии 10 кВ и сравнением экономических показателей будет выбран лучший вариант реконструкции. Будет проведен расчет защитных аппаратов линии и питающей подстанции.
В ВКР будут отражены экономические расчеты принятого технического решения. Кроме этого существующую сеть возможно будет улучшить путем повышения надежности и качества электроснабжения за счет организационно-технических мероприятий.

03 А1 Экономика.cdw

Наименование показателей
Дополнительные капиталовложения
Годовые эксплуатационные затраты по изменяющимся статьям
В т.ч. амртизационные отчисления
отчисления на ремонт
издержки на обслуживание
Чистый дисконтированный доход
Индекс доходности дополнительных капитальных вложений
Внутренняя норма доходности
Срок окупаемости дополнительных капитальных вложений
Технико-экономические

02 А2 Схемы вариантов электрической сети.cdw

Схема электрической сети по варианту 1
Схема электрической сети по варианту 2

01 А1 Сзема существующей электрической сети.cdw

Подстанция 2203510 кВ
Подстанция 1103510 кВ
Условные обозначения

03 Титульный лист.docx

Негосударственное образовательное учреждение
высшего образования
Выпускная квалификационная работа на тему «Разработка проекта реконструкции электрической сети 10 кВ с повышением качества электроснабжения»

00 Лист-уведомление.docx

В данной выпускной квалификационной работе представлены расчеты по реконструкции воздушной линии электрической сети с целью повышения надежности электроснабжения. Работа представлена пояснительной запиской на 82 страницах машинописного текста и 3 листах графической части. При выполнении данного проекта было использовано 23 литературных источника.
В данной ВКР рассчитаны действующие силовые нагрузки рассмотрены варианты реконструкции сети рассчитаны токи короткого замыкания и выбрано оборудование для защиты подстанций. Рассмотрен вопрос по установке сетевого АВР и компенсации высших гармоник тока.
Данная ВКР выполнена самостоятельно.

04 ВКР.docx

Раздел 1 Анализ существующей системы электроснабжения6
1 Анализ существующей системы электроснабжения и постановка задач к проектированию6
2 Анализ схемы электрической сети8
Раздел 2 Реконструкция электрической сети и повышение надежности электроснабжения10
1 Выбор и расчет наилучшего варианта схемы электрической сети10
2 Расчет приведенных затрат по различным вариантам схем электрической сети13
3 Расчет токов короткого замыкания17
4 Выбор оборудования питающей ТП21
5 Расчет токовых защит линий 10 кВ32
6 Повышение надежности путем введения сетевого АВР и расчет уставок АВР41
7 Повышение надежности путем уменьшения потерь в линии 038 кВ от высших гармоник тока50
8 Сравнение показателей надежности до и после проведения технических мероприятий64
Раздел 3 Технико-экономические расчеты и охрана труда68
1 Расчет дополнительных капитальных вложений в электроснабжение68
2 Определение годовых эксплуатационных затрат по изменяющимся статьям69
3 Определение вероятностного ущерба от перерывов в электроснабжении71
4 Технико – экономическая оценка проектируемой электрической сети72
5 Расчет защитного заземления ТП76
Список использованной литературы80
Актуальность работы состоит в необходимости реконструкции воздушной линии электропередач напряжением 10 кВ в связи с постепенным ростом нагрузок. Большинство современное производство все в большей мере увеличивает энергопотребление. Все большие требования возрастают к необходимости реконструкции электрических линий с уточнением нагрузок по участкам сети.
Практическая значимость работы состоит в разработке плана реконструкции электрической сети с повышением надежности электроснабжения данной сети а также определения экономической целесообразности данного проекта.
Объектом исследования район электроснабжения получающий питание от подстанции 500 кВ по сети 110 и 220 кВ.
Предметом исследования являются линии электроснабжения напряжением 10кВ а также оборудование примыкающих подстанций.
Цель исследования – разработать проект реконструкции электрической сети 10 кВ с целью повышения надежности электроснабжения.
Таким образом для достижения цели были поставлены следующие задачи исследования:
)Проанализировать имеющиеся данные для реконструкции;
)Рассчитать силовые нагрузки приходящиеся на электрическую сеть;
)Рассмотреть возможные варианты реконструкции и выбрать наилучший исходя из экономических соображений;
)Выбрать и установить оборудование на подстанциях с разработкой необходимых защитных и коммутационных аппаратов;
)Разработать организационно-технические мероприятия призванные повысить надежность реконструируемой электрической сети;
)Произвести экономический расчет плана реконструкции электрической сети;
)Рассмотреть вопросы касающиеся электробезопасности при проведении работ.
Результатом данной работы должна являться разработанный план реконструкции электрической схемы сети 10 кВ проверка ее по условиям срабатывания защитных аппаратов разработка устройства по повышению надежности электроснабжения разработка технико-экономического обоснования.
Анализ существующей системы электроснабжения
1 Анализ существующей системы электроснабжения и постановка задач к проектированию
Электроснабжение рассматриваемого района осуществляется от подстанции «Тихорецкая» 500 кВ по сети 110 и 220 кВ. Сеть 110 кВ данного района включает в себя две подстанции (ПС): «Туркино» «Меклета» сеть 220 кВ представлена ПС «Светлая». План расположения названных подстанций представлен на листе 1 графической части проекта.
Сеть 35 кВ обеспечивает надежное снабжение потребителей электроэнергией но часть подстанций 3510 кВ однотрансформаторные и имеют резерв как по стороне 35 кВ так и по стороне 10 кВ. подстанция «успенская» не обеспечивается резервным питанием по стороне 10 кВ.
Рассматриваемый район электроснабжения характеризуется следующими климатическими условиями:
нормативная толщина стенки гололёда 20 мм – IV район;
нормативный скоростной напор ветра 650 Нм2 – IV район.
cкоростной напор ветра при гололёде 160 Нм2.
cредняя годовая продолжительность гроз 674 час.
среднегодовая + 10 °С;
максимальная + 40 °С;
минимальная - 30 °С;
при гололёде - 5 °С;
средняя наиболее холодной пятидневки - 23 °С.
Максимальная глубина промерзания грунтов по данным наблюдения составляет 08 м.
В районе прохождения ВЛ 35 кВ источником загрязнения атмосферы является применение удобрений и химическая обработка посевов.
Согласно «Инструкции по проектированию изоляции в районах с чистой изагрязнённой атмосферой» данный район относится ко II степени загрязнения атмосферы.
Подстанция «Успенская» расположена в южной части Белоглинского района в 42 км от районного центра. Она была введена в эксплуатацию в 1966 году. Эта подстанция получает питание по линии напряжением 35 кВ подходящей от подстанции «Новолокино» является тупиковой и передает энергию 45-ти распределительным пунктам 1004 кВ.
Подстанция «Успенская» обеспечивает электроснабжение населенного пункта с общей численностью населения около 8000 человек. В аварийном режиме предусмотрена подача электрической энергии от подстанции «Заречная» 3510 кВ Новопокровского РЭС. В зоне охваченной сетью 10 кВ подстанция питает потребителей II и III категорий в числе которых свинотоварная (подстанция № 415) молочнотоварные (подстанция № 301 №267 №259) фермы причем у потребителей подстанций отсутствуют источники автономного резервного питания. Также в этой зоне запланировано на ближайшие три года строительство еще двух потребителей II категории: свинотоварной фермы (подстанция № 241) и птичника (подстанция №257) электроснабжение которых не должно прерываться на время более 05 часа.
Следовательно надежность существующей системы электроснабжения потребителей недостаточна и в результате проектирования её необходимо повысить. Поскольку конфигурация реконструируемой сети может быть различна к рассмотрению принято два возможных варианта развития электроснабжения подстанции «Успенская».
Для повышения надежности электроснабжения потребителей Белоглинского района предлагается к существующей подстанции «Успенская» добавить второй резервный трансформатор подключающийся на резервное питание от подстанции «Заречная». Это рассмотрено в первом варианте.
Вторым вариантом предполагается строительство одноцепной ВЛ 10 кВ между подстанциями «Туркино» как наиболее близкой и «Успенская» длиной 9 км.
В проекте планируется заменить существующую схему высшего напряжения (ВН) – 35 кВ на схему «Мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов» выбрать необходимое оборудование.
Для проверки правильности выбранного оборудования нужно рассчитать токи короткого замыкания (КЗ).
2. Анализ схемы электрической сети
В исходном варианте схемы электрической сети подстанция «Успенская» обеспечивает электроснабжение населенного пункта. При аварийном режиме работы электроэнергия подается от ПС «Заречная» 3510 кВ. Сеть 10 кВ питает потребителей II и III категорий.
Схема электрической сети рассматриваемого района приведена на рисунке 1.1.
Данная схема не обеспечена должным уровнем надежности электроснабжения т.к. хоть для данной подстанции предусмотрено резервирование с помощью линии проходящей от другой подстанции на самой подстанции «Успенская» установлен лишь 1 трансформатор который в случае отказа не позволит питать потребителей II категории для которых длительые перерывы в электроснабжении наиболее критичны.
Рисунок 1.1 –Исходная схема электрической сети
Реконструкция электрической сети и повышение надежности электроснабжения
1 Выбор и расчет наилучшего варианта схемы электрической сети
В первом варианте рассматривается сетевое резервирование потребителей путем установки на подстанции 3510 кВ «Успенская» такого же трансформатора ТМН-250035 кВА со следующими параметрами:
Uвн=35 кВ; Uнн=10 кВ; Δpхх=68 кВт; Δpкз=25кВт; uк=65%; Iхх=11%; Y.
Схема полученной электрической сети показана на рисунке 2.1.
Рисунок 2.1 – Схема электрической сети по варианту 1
Во втором варианте рассматривается резервирование потребителей путем строительства ВЛ 10 кВ и подключения ее к секциям шин 10 кВ трансформатора ТМН-250035 кВА «Успенская» от шин подстанции 11010 кВ «Туркинская»
Проектируется одноцепная ВЛ 10 кВ на железобетонных опорах со сталеалюминиевыми проводами. Схема полученной электрической сети показана на рисунке 2.2.
Рисунок 2.2 – Схема электрической сети по варианту 2
В начале и конце ЛЭП предусматривается по одному масляному выключателю всего получается два выключателя на напряжение 10 кВ.
При проектировании сельских электрических сетей 10кВ в качестве метода расчета используется метод расчета по условию минимума приведенных затрат с поверкой на ограничение.
Расчетная нагрузка Sр = 1039 кВА.
По найденным значениям эквивалентной мощности Sэкв=07Sр выбирается экономически целесообразное сечение
Определяется эквивалентный ток в линии
где Sэкв – эквивалентная мощность кВА;
Uн – номинальное напряжение сети кВ.
Принимается марка сечения провода АС-70 (ro=0429 Омкм хо=0283 Омкм).
Потеря напряжения на ЛЭП в процентах
S – мощность передаваемая по линии кВА;
Нелинейность трассы определяется по следующему выражению
где kн - коэффициент нелинейности (kн=11).
Критерием выбора лучшего технического варианта является минимум суммарных приведенных затрат определяемых по выражению
ЕН – коэффициент сравнительной эффективности равный 01;
n – количество элементов сети;
m – число видов издержек производства;
где – издержки производства тыс. руб.
– амортизационные отчисления;
– издержки на обслуживание электрических сетей;
– издержки на потери электроэнергии при транспортировке её по элементам сети.
2 Расчет приведенных затрат по различным вариантам схем электрической сети
Расчет приведенных затрат по первому варианту
Капитальные вложения в трансформатор ТМ-250035 принимаются по данным энергоснабжающего предприятия.
где Кобор – стоимость трансформатора ТМ-250035 тыс. руб.;
Кстр – стоимость строительной части тыс. руб.
Амортизационные отчисления в варианте 1
где РаТ – норма амортизационных отчислений силового электротехнического оборудования и распределительных устройств подстанций.
Издержки на обслуживание сетей по варианту 1 будут определяться по формуле
где γс – стоимость эксплуатационных работ соответствующая 1 у.е. (ориентировочно γс =560 руб.у.е.);
Qi – объём работ по обслуживанию i-го элемента сети в у.е. (для силового трансформатора 35 кВ Qi=193у.е.)
Ежегодные издержки в тыс. руб. на покрытие потерь электроэнергии для трансформаторов определяют следующим способом:
где Sр и SН – расчетная и номинальная мощности трансформатора кВА.;
рк и рх – потери короткого замыкания и холостого хода трансформатора кВт;
ск и сх – стоимость потерь короткого замыкания и холостого хода
сх =ск =2500 копкВт·ч;
tв – время включенного состояния трансформатора tв=12ч.
– время потерь =1900 ч.
Расчет приведенных затрат по второму варианту
Капитальные вложения по варианту 2:
где КАС-70 – удельный показатель стоимости ЛЭП-70 кВ с проводом АС-70 по данным энергоснабжающего предприятия тыс. руб.;
Li – длина i-той линии с учетом нелинейности трассы.
где КВ-10 – стоимость выключателя ВМП-10630 тыс. руб.
Амортизационные отчисления в варианте 2
где РаЛ РаВ – норма амортизационных отчислений в элемент сети – ЛЭП 10 кВ и выключатели.
Издержки на обслуживание сетей по варианту 2 будут определяться аналогично варианту 1
Ежегодные издержки в тыс. руб. на покрытие потерь электроэнергии для линии электропередач определяют следующим способом:
где Z – число участков линии электропередачи;
Sр – расчетная максимальная нагрузка участка линии кВА;
UН – номинальное напряжение кВ;
R0z – удельное активное сопротивление проводов участка линии Омкм;
сл – удельные затраты на потери электроэнергии в линии данного напряжения с=3780 копкВт·ч;
– время потерь из 7 =1100 ч.
Приведенные затраты по второму варианту равны:
Результаты расчета по проектируемым вариантам сводятся в таблицу 2.1.
Результаты расчета приведенных затрат
Из таблицы 2.1 следует что приведённые затраты на электрическую сеть варианта 1 наименьшие поэтому для дальнейших расчетов выбирается электрическая сеть схема которой приведена на рисунке 2.1.
3 Расчет токов короткого замыкания
Расчет начинается с выбора базисного напряжения за базисное принимается напряжение той ступени где производится расчет. Затем определяются параметры схемы замещения.
Принимается базисное напряжение Uб=10 кВ. ВЛ 35 кВ выполнена проводом АС-70 протяженностью 118 км.
Сопротивление ЛЭП находится по формулам
l – длина линии 35 кВ.
r1ВЛ35 x1ВЛ35 – суммарные активное и реактивное сопротивления линии электропередачи Ом.
Сопротивления трансформаторов определяются из выражений
где – активное и реактивное сопротивления обмоток силового трансформатора приведенные к базисному напряжению Ом;
– базисное напряжение трансформатора кВ.
Также сопротивления всех элементов схемы замещения приводятся к базисному напряжению
где – суммарные активное и реактивное сопротивления линии электропередачи приведенные к базисному напряжению Ом.
Затем определяется сопротивление до точки короткого замыкания по формулам
где – эквивалентное приведённое активное и реактивное сопротивление до точки КЗ от источника питания Ом;
– сопротивление системы =0 т. к. система получает питание от сети с бесконечной мощностью Ом;
Ток трёхфазного КЗ. в точке К1 равен
где - ток трехфазного короткого замыкания в точке К1 кА.
где - полное сопротивление то точки КЗ.
Находится ударный ток трехфазного короткого замыкания в точке К1
где – ударный ток трехфазного короткого замыкания в точке К1 кА;
– ударный коэффициент.
Ударный коэффициент определяется из выражения
где ТА – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания с.
Постоянная времени затухания рассчитывается по формуле
где – синхронная угловая частота сети радс.
Сопротивление до точки К1
Определяем токи трёхфазного КЗ в точке К1
Расчет токов короткого замыкания в других точках расчетной схемы выполнен аналогично а результаты представлены в таблице 2.2.
Результаты расчета тока короткого замыкания в сети 35 и 10 кВ
Сопротивление до точки Ом
4 Выбор оборудования питающей ТП
Так как РУ напряжением 10 кВ у нас представляет КТП с ячейками выкатного типа то выбирается выключатель и трансформаторы тока (ТТ) на вводной и линейной ячейках а также трансформатор напряжения (ТН) и трансформатор собственных нужд (ТСН).
Выбор высоковольтных выключателей
Высоковольтные выключатели выбираются по следующим условиям:
Назначение климатическое исполнение категории размещения степени защиты.
где – номинальное напряжение аппарата
– номинальное напряжение сети.
где – номинальное ток аппарата
Выбранный выключатель проверяется по следующим условиям:
На отключающую способность
где – номинальное ток отключения аппарата
– максимальный ток КЗ.
На предельную динамическую стойкость
где – амплитудное значение сквозного тока КЗ;
– номинальный динамический ток.
По термической стойкости
где – расчетный тепловой импульс кА2с;
– номинальный тепловой импульс кА2с.
где – предельный ток термической стойкости при времени термической стойкости .
где – тепловой импульс вызванный периодической составляющей тока КЗ.
– тепловой импульс вызванный апериодической составляющей тока КЗ.
где – максимальное время действия резервных релейных защит для данного выключателя (защиты на вышестоящем выключателе) выбирается при составлении карты селективности и рекомендуемые значения для выключателей на шинах 10 кВ – 3 с 35 кВ – 2 с.
где – постоянная времени цепи КЗ.
Выбирается вакуумный выключатель на вводной ячейке ВВТЭ–10–40630 У2.
кВ А кА кА кА кА с с.
Так как на ТП комплектное распределительное устройство то климатическое исполнение У2 удовлетворительно.
Выбранный выключатель проверяем по следующим условиям:
По термической стойкости:
то есть выключатель удовлетворяет всем требованиям.
В линейной ячейке принимается такой же выключатель он также пройдёт по всем требованиям так как рабочий ток меньше.
Разъединители не выбираются так как на ТП ячейки выкатного типа.
Аналогично выбираются и проверяются высоковольтные выключатели на стороне 35 кВ. Результаты выбора высоковольтных выключателей представлены в таблице 2.3.
Результаты выбора высоковольтных выключателей
2 Выбор разъединителей
Так как в шкафах распределительного устройства 10 кВ используются выкатные элементы поэтому выбор и проверку разъединителей выполняется на стороне 35 кВ подстанции. Разъединители выбираются по условиям 1 2 3 выбора выключателя.
Принимается разъединитель РНД(З)-351000У1.
Проверка разъединителя:
то есть разъединитель удовлетворяет всем требованиям. Все остальные разъединители принимаются такими же так как рабочий ток один и тот же.
Тип привода для главных и заземляющих ножей ПР-У1.
Согласно методическим пособиям принимаются разрядники РВС-35У1.
ТТ выбираем по условиям 1 2 3 выбора выключателя а также проверяем:
Проверка по динамической стойкости
где – коэффициент электродинамической стойкости
– номинальный ток первичной обмотки.
Проверка по термической стойкости производим аналогично выключателю.
Проверка по работе в заданном классе точности.
Погрешность ТТ зависит от сопротивления во вторичной обмотке
где – нормируемое сопротивление нагрузки вторичной обмотки для заданного класса точности (05 необходим для приборов учёта);
– расчётное сопротивление нагрузки вторичной обмотки .
где – суммарное сопротивление приборов подключенных к ТТ;
– суммарная мощность приборов;
– номинальный ток вторичной цепи 5 А;
– переходное сопротивление контактных соединений во вторичной цепи ( - при 3-х и более приборов - при менее 3-х приборов);
– сопротивление приборов; (2.41)
здесь – удельное сопротивление материала провода;
– площадь поперечного сечения проводника.
По условиям механической прочности минимальное сечение соединительных проводов должно быть 4 мм2 - для алюминиевых проводов 25 мм2 для медных. Максимально допустимым сечением по условиям монтажа является 6 мм2.
Так как при проектировании сечение проводов не определено то условие проверки сводится к определению сечения этих проводов по формуле
Выбирается ТТ в водной ячейке РУ 10 кВ (два ТТ) ТПЛ-10 У3.
Так как у нас комплектное распределительное устройство то климатическое исполнение У3 удовлетворительно.
Перечень необходимых приборов которые подключаются к ТТ: амперметр счётчик активной и реактивной энергии.
Принимается амперметр Э-350 (класс точности 10 )
Принимается счётчик активной энергии СА4У-И672М (класс точности 20 ).
К одному ТТ подключается мощность равная
Так как присутствует три прибора то принимается Ом.
Длину соединительных проводов м – для алюминиевых проводов
Принимается g = 4 мм2.
Следовательно выбранный трансформатор тока подходит для установки в вводной ячейке распределительного устройства 10 кВ.
Аналогично выбираются и проверяются трансформаторы тока на стороне 10 кВ в линейных ячейках. Результаты выбора трансформаторов тока представлены в таблице 2.4.
Результаты выбора трансформаторов тока
Трансформатор тока с высокой стороны выбирается ТФЗМ -35А-У1.
Выбор измерительного трансформатора напряжения (ТН)
Выбирается трансформатор с двумя вторичными обмоткам
Напряжение вторичной обмотки должно соответствовать напряжению применяемых приборов 100 В
Проверка по нагрузке в заданном классе точности
Принимается НТМИ-10-66 У3.
Uн =10 кВ Uн1 = 10000 В Uосн2 = 100 В Uдоп2 = 100+-3 В S2н = 120 ВА.
группа соединений YHYHΔ-0
Проверяется по нагрузке в заданном классе точности
где – номинальная нагрузка ТН в заданном классе точности ВА;
– расчётная нагрузка вторичной обмотки ;
– активная суммарная мощность приборов Вт;
– реактивная суммарная мощность приборов Вар.
Принимается что от ТН получают питание: вольтметр Э–350 (класс точности 15) Вар.
Перечень приборов подключённых к ТН сведём в таблицу 2.5.
Перечень приборов подключённых к ТН
Общая потребляемая мощность
Счётчик активной энергии
Счётчик реактивной энергии
Так как S2н = 120 ВА > S2расч = 4856 ВА то ТН будет работать в заданном классе точности 05.
Выбор трансформатора собственных нужд (ТСН)
По климатическому исполнению
Выбирается трансформатор ТМ 2510 У1
Uна1 =10 кВ Uна2 =04 кВ S2н = 25 ВА.
где – суммарные активная и реактивная нагрузка подстанции
– коэффициент спроса .
Перечень потребителей собственных нужд:
- подогрев шкафов КРУ-10 кВ (9 шкафов) – 06 кВт на 1 ячейку;
- подогрев привода разъединителя – 06 кВт;
- подогрев релейного шкафа (9 шкафов) – 05 кВт;
-освещение ОРУ 35 кВ – 2 кВт;
-подогрев привода выключателя – 115 кВт.
Следовательно выбранный трансформатор удовлетворяет требованиям.
5 Расчет токовых защит линий 10 кВ
Для защиты сельских радиальных линий напряжением 6-10 кВ наибольшее распространение получила двухступенчатая токовая защита. Первой ступенью такой защиты является токовая отсечка (ТО) мгновенного действия а второй – максимальная токовая защита (МТЗ).
Главное различие между данными защитами состоит в способе обеспечения селективности действия. У МТЗ селективность достигается при помощи выбора выдержки времени а у токовой отсечки – при помощи выбора соответствующего тока срабатывания. МТЗ реагирует на возрастание тока на участке линии и может отключить этот участок через определенные промежутки времени после возникновении повреждения. Благодаря этому исключаются ложные срабатывания защиты при кратковременной перегрузке.
Ток срабатывания первой ступени (уставка по току) отстраивают от тока короткого замыкания при повреждении в конце защищаемой линии или в другой заранее определенной точке в которой отсечка не должна действовать.
где – ток срабатывания токовой отсечки;
– коэффициент надежности реле;
– коэффициент схемы соединения трансформаторов тока и реле;
– коэффициент трансформации трансформаторов тока;
– максимальный ток трехфазного КЗ.
Коэффициент схемы зависит от характера токораспределения и схемы соединения трансформаторов тока с обмотками реле. Для наиболее распространенной схемы соединения трансформаторов тока в «неполную звезду» при трехфазном КЗ =1.
Поскольку первая ступень является быстродействующей защитой то её следует также отстраивать от возможных бросков тока намагничивания при одновременном включении силовых трансформаторов защищаемой линии
где – ток намагничивания;
– коэффициент трансформации трансформаторов тока.
Из двух условий ток уставки первой ступени выбирают по наибольшему току и округляют до ближайшего большего стандартного значения для выбранного реле.
На линиях с односторонним питанием подключенных к источникам неограниченной мощности токовой отсечкой мгновенного действия удаётся защитить 20-60% всей длины линии. Поэтому токовую отсечку нельзя использовать в качестве единственной или основной защиты.
Оценка чувствительности токовой отсечки мгновенного действия может быть произведена не только по длине защищаемой зоны но также и по коэффициенту чувствительности () из условия
где – ток КЗ в минимальном режиме.
Для сетей с изолированной нейтралью в качестве следует брать ток двухфазного короткого замыкания в месте установки защиты. В этом случае коэффициент чувствительности должен быть не менее .
Вторая ступень защиты линии как правило объединяется с первой ступенью (токовой отсечкой) и образует с нею защиту со ступенчатой защитной характеристикой.
Такое сочетание даёт возможность особенно при наличии устройств АПВ достаточно быстро отключить повреждения в любой точке сети что позволяет отказаться от более сложных и дорогих защит.
Основным условием выбора второй ступени токовой защиты ВЛ 6-10 кВ является отстройка уставки по току от наибольшего рабочего тока линии
где – максимальный рабочий ток нагрузки А;
– коэффициент возврата реле;
– коэффициент самозапуска двигателей после автоматического повторного включения (АПВ) лини. При выдержке времени МТЗ свыше 05 с. =1 11 при меньших выдержках =2.
Для второй ступени токовой защиты линии напряжением 6-10 кВ кроме уставки по току определяют выдержку времени (уставку по времени срабатывания).
При наличии понижающего трансформатора в конце участка который защищает МТЗ (например линия напряжением 10 кВ и ТП 1004 кВ у которого со стороны 04 кВ установлен автомат с тепловым расцепителем) выдержку времени МТЗ следует увеличить до 05 07 с. Ступень селективности всех предшествующих от источника питания защит с зависимой характеристикой следует рассчитывать по выражению
где – ступень селективности;
– время отключения выключателя (от момента подачи импульса на отключающую катушку до момента гашения дуги на силовых контактах) с;
– погрешность токового реле защиты поврежденного участка сети. Для реле типа РТ-80 = 01 1 с.;
– погрешность реле следующей защиты от источника питания с;
– время инерционной ошибки. Для индукционных токовых реле
– время запаса учитывающее неточность регулировки реле
Ступень селективности рекомендуют принимать в диапазоне от 03 с до 10 с.
Оценку чувствительности максимальной токовой защиты выполняют в соответствии с требованиями ПУЭ при помощи коэффициента чувствительности определяемого как
где – минимальный ток двухфазного КЗ на защищаемой линии А;
– ток срабатывания защиты А.
Для основной максимальной токовой защиты коэффициент чувствительности () должен быть не менее 15.
Рассчитывается токовая отсечка для линии У3.
Рисунок 2.3 – Схема для расчета токовых защит линии У3
Определяется уставка по току срабатывания которую следует выставить на реле. Для этого рассчитывается ток трехфазного КЗ в точке К1.
где – сопротивление линии до точки КЗ Ом;
– сопротивление трансформатора в конце линии Ом.
где uk – напряжение короткого замыкания %;
– номинальная мощность трансформатора кВА.
r0 и x0 – удельные активное и индуктивное сопротивления Омкм.
Линия выполнена проводами: А70322 АС50203.
Для определения суммарного намагничивающего тока трансформаторов на головных участках линии по расчетным нагрузкам находятся номинальные мощности трансформаторов а затем по суммарной номинальной мощности всех трансформаторов вычисляется .
На головном участке линии ток равен
где – суммарная номинальная мощность всех трансформаторов кВА.
Для защиты головного участка линии выбирается ток уставки по наибольшему из условий
Принимается вторичный ток уставки для первой ступени защиты 4625 А.
Рассчитывается чувствительность первой ступени защиты выключателя Q1 к двухфазным КЗ в конце зоны
что меньше 2. Значит чувствительность токовой отсечки в конце зоны недостаточна.
Проверяется чувствительность первой ступени защиты удовлетворение требованиям ПУЭ. Если зона действия токовой отсечки охватывает не менее 15-20% всей линии то она может быть использована как дополнительная защита.
следовательно пятую часть линии примыкающую к выключателю Q1 токовая отсечка защищает и её можно использовать как дополнительную защиту.
Токовую отсечку для остальных линий рассчитывается аналогично а результаты сводятся в таблицу 2.6.
Результаты расчета ТО линий 10 кВ
Для линий У1 и У9 строится кривая спадания чтобы определить длину линии защищаемую токовой отсечкой.
Находится длина линии У1. Для этого:
– разбивается линию на участки;
– находится сопротивление каждого участка по формуле;
– находится ток трехфазного КЗ каждого участка;
– наносятся токи КЗ соответственно участкам
– наносится ток срабатывания отсечки
– определяется зона защиты.
Участок 1 от шин 10кВ до точки К1 – А70025 А50189 А9502.
Участок 2 от К1 до точки К2 –А50297.
Участок 3 от К2 до точки К3 –ПС 25.
Рисунок 2.4 – Оценка зоны действия ТО
Из рисунка видно что зона действия токовой отсечки заканчивается перед трансформатором. Двухфазные КЗ этих линий будет отключать МТЗ.
Вторая ступень (МТЗ) выполняется на реле сери РТ-80.
Рассчитывается уставка по току срабатывания МТЗ для линии У3 по формуле
= 12 = 08 = 305 = 1 =1.
Принимается реле РТ-81 с током уставки Iу=2 А.
Проверяется чувствительность МТЗ в конце зоны к току двухфазного КЗ.
следовательно чувствительность в основной зоне МТЗ выключателя Q1 обеспечивается.
Максимальная токовая защита остальных линий рассчитывается аналогично и сводится в таблицу 2.7.
Результаты расчета МТЗ
По рекомендациям принимается уставка по времени срабатывания для всех МТЗ линий t = 05 с.
6 Повышение надежности путем введения сетевого АВР и расчет уставок АВР
В системах электроснабжения при наличии двух (и более) источников питания часто целесообразно работать по разомкнутой схеме. При этом все источники включены но не связаны между собой каждый из них обеспечивает питание выделенных потребителей. Такой режим работы сети объясняется необходимостью уменьшить ток КЗ упростить релейную защиту создать необходимый режим по напряжению уменьшить потери электроэнергии и т. п. Однако при этом надежность электроснабжения в разомкнутых сетях оказывается более низкой чем в замкнутых так как отключение единственного источника приводит к прекращению питания всех его потребителей. Электроснабжения потребителей потерявших питание можно восстановить автоматическим подключением к другому источнику питания с помощью устройства автоматического включения резервного источника (УАВР).
В эксплуатации находится большое количество АВР разных типов которые имеют свои специфические особенности. Однако все устройства АВР должны удовлетворять следующим требованиям:
Схема АВР должна приходить в действие в случае исчезновения напряжения на шинах потребителей по любой причине в том числе при аварийном ошибочном или самопроизвольном отключении выключателей рабочего источника питания а также при исчезновении на шинах от которых осуществляется питание рабочего источника. Включение резервного источника питания допускается также при КЗ на шинах потребителя.
Для того чтобы уменьшить длительность перерыва питания потребителей включение резервного источника питания должно производиться возможно быстрее сразу же после отключения рабочего источника.
Действие АВР должно быть однократным чтобы не допускать нескольких включений резервного источника на неустранившееся КЗ.
Схема АВР не должна приходить в действие до отключения выключателя рабочего источника чтобы избежать включения резервного источника на КЗ в неотключившемся рабочем источнике. Выполнение этого требования исключает также в отдельных случаях несинхронное включение двух источников питания.
Для того чтобы схема АВР действовала при исчезновении напряжения на шинах питающих рабочий источник когда его выключатель останется включенным схема АВР должна дополняться специальным пусковым органом минимального напряжения.
Для ускорения отключения резервного источника при его включении на неустранившееся КЗ должно предусматриваться ускорение защиты резервного источника после АВР. Это особенно важно в тех случаях когда потребители потерявшие питание подключаются к другому источнику несущему нагрузку.
Принцип действия АВР заключается в следующем.
Питание потребителей нормально осуществляется от рабочего трансформатора Т1. Резервный трансформатор Т2 отключен и находится в автоматическом резерве.
При отключении по любой причине выключателя QW7 трансформатора Т1 его вспомогательный контакт KQC1.2 разрывает цепь обмотки промежуточного реле KL1. В результате якорь реле KL1 подтянутый при включенном выключателе при снятии напряжения отпадает с некоторой выдержкой времени и размыкает контакты.
Второй вспомогательный контакт KQT1.3 выключателя QW7 замкнувшись при отключении QW7 подает плюс через еще замкнутый контакт KL1.1 на обмотку промежуточного реле KL2 которое своими контактами производит включение выключателей QW9 и QW9 резервного трансформатора воздействуя на контакторы включения QW9 и QW3. По истечении установленной выдержки времени реле KL1 размыкает контакты и разрывает цепь обмотки KL2. Если резервный трансформатор будет включен действием АВР на неустранившееся КЗ и отключится релейной защитой то его повторного включения не произойдет. Таким образом реле KL1 обеспечивает однократность действия АВР и поэтому называется реле однократности включения. Реле KL1 вновь замкнет свои контакты и подготовит схему АВР к новому действию лишь после того как будет восстановлена нормальная схема питании подстанции и включен выключатель QW7. Выдержка времени на размыкание контактов реле KL1 должна быть больше времени включения выключателей QW9 и QW3 для того чтобы они успели надежно включиться.
Наряду с этим следует иметь в виду возможность отключения выключателя QW2 со стороны высшего напряжения рабочего трансформатора. В этом случае потребители подстанции «Успенская» также потеряют питание. Для того чтобы обеспечить действие АВР и в этом случае при отключении QW2 от его вспомогательного контакта KQT2.2 подается импульс на катушку отключения YAT1 выключателя QW1. После отключения АВР запускается и действует как рассмотрено выше.
Кроме рассмотренных случаев отключения выключателей QW7 и QW2 рабочего трансформатора потребители также потеряют питание если по какой-либо причине останутся без напряжения шины высшего напряжения от подстанции «Новолокино». Схема АВР при этом не подействует так как оба выключателя рабочего трансформатора остались включенными. Для того чтобы обеспечить действие АВР и в этом случае предусмотрен специальный пусковой орган минимального напряжения в который входят реле KV1 KV2 KV3 KT1 и KL3. При исчезновении напряжения на шинах от подстанции «Новолокино» а следовательно и на шинах низшего напряжения подстанции «Успенская» реле минимального напряжения подключенные к трансформатору напряжения ТН1 замкнут свои контакты и подадут плюс оперативного тока на обмотку реле времени KT1 через контакт реле KV3. Реле KT1 при этом запустится и по истечении установленной выдержки времени подаст плюс на обмотку выходного промежуточного реле KL3 которое отключит выключатели QW7 и QW2 рабочего трансформатора. После отключения QW7 АВР подействует как рассмотрено выше.
Реле напряжения KV3 предусмотрено для того чтобы предотвратить отключение Т1 от пускового органа минимального напряжения в случае отсутствия напряжения на шинах высшего напряжения А резервного трансформатора Т2 когда действие АВР будет заведомо бесполезным. Реле напряжения KV3 подключенное к трансформатору напряжения ТН2 шин А при отсутствии напряжения размыкает свой контакт и разрывает цепь от контактов KV1 и KV2 к обмотке реле времени KT1.
а) – схема первичных соединений; б) – цепи переменного напряжения; в) – цепи оперативного тока.
Рисунок 2.5 – Принципиальная схема АВР пст «Успенская»
Выдержка времени промежуточного реле однократности включения tов от момента снятия напряжения с его обмотки до размыкания контактов должна с некоторым запасом превышать время включения выключателя резервного источника питания
где – время включения выключателя резервного источника питания;
– время запаса принимаемое равным 03 05 с.
Если резервный источник питания бал включен от АВР на устойчивое КЗ и отключился своей защитой то реле однократности включения предотвращает повторное включение на КЗ в том случае когда его выдержка времени выбранная по формуле (2.43) удовлетворяет условию
где – выдержка времени защиты резервного источника питания.
Проверяется выдержка времени промежуточного реле.
тогда выдержка времени реле однократности включения равна
Сумма времен включения и отключения выключателя составляет
Следовательно условие (2.44) будет выполнено если выдержка времени защиты превышает
Таким образом если сработает быстродействующая защита (например ТО) имеющая время срабатывания меньше 022 с то к моменту отключения выключателя резервного источника питания контакт реле однократности включения будет еще замкнут и в цепь управления этого выключателя будет по-прежнему подаваться команда на включение. Однако это не приведет к повторному включению выключателя на КЗ так как при одновременной подаче команд на отключение и включение сработает блокировка от многократного включения имеющаяся в схемах управления выключателями и переключит команду включения на цепь катушки отключения. Реле однократности включения по истечении установленной выдержки времени размыкая свой контакт разрывает цепь включения от АВР.
Выбирается промежуточное реле РП-252.
Напряжение срабатывания реле минимального напряжения выбирается так чтобы пусковой орган срабатывал только при полном исчезновении напряжения и не приходил в действие при понижениях напряжения вызванных КЗ или самозапуском электродвигателей. Для выполнения этого условия напряжение срабатывания реле минимального напряжения должно быть равным
где – наименьшее расчетное значение остаточного напряжения при КЗ;
– наименьшее напряжение при самозапуске электродвигателей;
– коэффициент надежности принимаемый равным 11–12;
– коэффициент трансформации трансформатора напряжения.
В большинстве случаев обоим условиям удовлетворяет напряжение срабатывания равное
где – номинальное напряжение электроустановки;
Выбирается реле минимального напряжения РН-54100: Uс.р.=40–80 В
Напряжение срабатывания реле контроля наличия напряжения на резервном источнике питания определяется из условия отстройки от минимального рабочего напряжения по формуле
где – минимальное рабочее напряжение;
– коэффициент надежности принимаемый равным 12;
– коэффициент возврата реле .
Принимается трансформатор напряжения ЗНОМ–35–65У1
7 Повышение надежности путем уменьшения потерь в линии 038 кВ от высших гармоник тока
В распределительных сетях 04 кВ существует проблема связанная со значительными перекосами напряжений по фазам: на нагруженных фазах напряжение падает до 200 208 В а на менее нагруженных за счет смещения «нуля» может возрастать до 240 В и более. Повышенное напряжение может привести к выходу из строя электрических приборов оборудования потребителей. Асимметрия напряжений возникает из-за разного падения напряжения в проводах линии при перекосах фазных токов вызванных неравномерным распределением однофазных нагрузок. При этом в нулевом проводе четырехпроводной линии появляется ток равный геометрической сумме фазных токов. В некоторых случаях (например при отключении нагрузки одной или двух фаз) по нулевому проводу может протекать ток равный фазному току нагрузки. Это приводит к дополнительным потерям в ЛЭП (линии электропередач) 04 кВ распределительных трансформаторах 1004 кВ и соответственно в высоковольтных сетях.
Подобная ситуация характерна для многих сельских районов и может возникнуть в жилых многоквартирных домах где практически не реально равномерно распределить нагрузку по фазам питания в результате чего в нулевом проводе появляются достаточно большие токи что приводит к дополнительным потерям в проводниках групповых и питающих линий и вызывает необходимость увеличения сечение нулевого рабочего провода до уровня фазных.
Перекосы напряжений сильно сказываются на работе оборудования. Так? небольшая асcиметрия напряжения (например до 2%) на зажимах асинхронного двигателя приводит к значительному увеличению потерь мощности (до 33% в статоре и 12% в роторе) что в свою очередь вызывает дополнительный нагрев обмоток и снижает срок службы их изоляции (на 108%) а при перекосах в 5% общие потери возрастают в 15 раза и соответственно растет потребляемый ток. Причем дополнительные потери обусловленные несиметрией напряжений не зависят от нагрузки двигателя.
При увеличении напряжения на лампах накаливания до 5% световой поток увеличивается на 20% а срок службы сокращается в два раза.
На трансформаторных подстанциях 1004 кВ как правило установлены трансформаторы со схемой соединений YYн. Уменьшить потери и симметрировать напряжение в ЛЭП 10 кВ возможно применив трансформатор со схемой соединений YZн или Zн или симметрирующий трансформатор ТМГ-СУ но такая замена связана с большими финансовыми затратами и не компенсирует дополнительные потери в ЛЭП 04 кВ.
Для компенсации перекоса напряжений целесообразно перераспределить токи нагрузки по фазам выровняв их значения.
Необходимость ограничения тока нулевого провода вызвана еще и тем что в распределительных сетях 04 кВ выполненных кабелем сечение нулевого провода обычно принимается на ступень меньше сечения фазного провода.
В целях уменьшения потерь электроэнергии в сетях 04 кВ за счет перераспределения токов по фазам ограничения тока в нулевом проводе и снижения перекосов напряжений предлагается использовать трехфазный симметрирующий автотрансформатор устанавливая его в конце ЛЭП в узлах нагрузки. При этом если на линии 04 кВ до узла нагрузки произойдет короткое замыкание одной из фаз на нулевой провод (что в сожалению не редко бывает на воздушных ЛЭП в сельских районах) потребители за установленным автотрансформатором будут защищены от больших перенапряжений.
Рисунок 2.6 – Схема сети 10 и 04 кВ
Автотрансформатор трехфазный сухой симметрирующий (сокращенно - АТС-С) содержит трехстержневой магнитопровод первичные обмотки W1 размещенные на всех трех стержнях соединенные в звезду с нейтралью и подключаются к сетевому напряжению компенсационная обмотка Wк выполнена в виде открытого треугольника (некоторые авторы называют его разомкнутым) и включена последовательно с нагрузкой.
Основные электрические схемы автотрансформатора представлены на рис. 2.7 2.10.
На рис. 2.7 представлена электрическая схема автотрансформатора с компенсационной обмоткой когда секции этой обмотки выполненные на каждой фазе соединены в классический открытый треугольник и подключены к нейтрали сети и к нагрузке.
На рис. 2.8 представлена электрическая схема автотрансформатора с компенсационной обмоткой выполненной в виде витков из проводникового материала лежащих поверх обмоток всех трех фаз автотрансформатора образуя открытый треугольник. Применение этой схемы по сравнению с предыдущей позволяет не только уменьшить расход обмоточного провода дополнительной обмотки но и габаритную мощность автотрансформатора за счет освобождения окна магнитопровода и уменьшения межосевого расстояния между первичными обмотками.
Эти схемы применимы в тех случаях когда нулевой провод нагрузки не имеет жесткой связи с заземлением и во всех случаях в пятипроводной системе с РЕ- и N-проводниками.
На рис. 2.9 представлена электрическая схема автотрансформатора с компенсационными обмотками выполненными в виде фазных обмоток соединенных в открытые треугольники включенные согласно к фазным обмоткам автотрансформатора.
Конструктивно схема представленная на рис. 2.10 может быть выполнена аналогично схеме рис. 2.8 т.е. фазные компенсационные обмотки выполнены поверх обмоток всех трех фаз автотрансформатора и включены в разрыв фазных проводов сети со стороны нагрузки.
Данные схемы могут использоваться в том числе когда нейтраль нагрузки глухо заземлена т.е. когда нет возможности включить компенсационную обмотку автотрансформатора в разрыв нулевого провода между нагрузкой и сетью или когда нулевой провод нагрузки по требованиям безопасности должен быть «жестко» заземлен.
При асимметрии токов нагрузки и соответственно токов в компенсационных обмотках магнитные потоки создаваемые этими обмотками в магнитопроводе автотрансформатора будут геометрически складываться. В стержнях магнитопровода будут возникать направленные в одну сторону во всех фазах автотрансформатора потоки нулевой последовательности. Эти магнитные потоки создают э.д.с. нулевой последовательности и соответственно токи I01 в первичной обмотке пропорционально коэффициенту трансформации kтр (обратно пропорционально соотношению числа витков W1Wк).
Рисунок 2.7 - автотрансформатора с компенсационной обмоткой по схеме “треугольник”
Рисунок 2.9 - автотрансформатора с компенсационной обмоткой в виде фазных обмоток
Рисунок 2.8 - автотрансформатора с компенсационной обмоткой в виде витков
Рисунок 2.10 - автотрансформатор с компенсационной обмоткой поверх обмоток 3-х фаз
Подключение обмотки Wк выбрано таким образом чтобы фазные токи автотрансформатора векторно вычитались из фазного тока линии наиболее нагруженной фазы и добавлялись к токам менее нагруженных фаз. Такое перераспределение приводит к более симметричному распределению токов по фазам в ЛЭП выравниванию падений напряжения в проводах линии и следовательно к симметрированию напряжения на нагрузке а так же к уменьшению тока нулевого провода и потерь в линии электропередач и силовых распределительных трансформаторах обеспечивая экономию электроэнергии.
Максимальная компенсация тока в нулевом проводе выполняется при равенстве ампервитков (магнитодвижущей силы) рабочей I01·W1 и компенсационной I02·Wк обмоток т.е. при
I01·W1=3·I02·Wк (2.61)
При этом габаритная мощность автотрансформатора Рат в зависимости от схемы подключения компенсационных обмоток может быть в 3 раза меньше потребляемой мощности нагрузки Рн.
Для ограничения тока нулевого провода до уровня допустимого для ЛЭП число витков компенсационной обмотки может быть соответственно уменьшено: например для ограничения тока нулевого провода на уровне 13 фазного должно быть скомпенсировано 23 его величины следовательно
При этом габаритная мощность автотрансформатора может быть в 45 раза меньше потребляемой мощности нагрузки.
Перекосы фазных токов приводят к дополнительным потерям в ЛЭП 04кВ и далее по всей цепи транспортирования электроэнергии. Рассмотрим это на примере линии электропередач длиной 300м отходящей от ПС “Успенская” выполненной алюминиевым кабелем сечением (3х25+1х16)мм2 (сопротивление фазных проводов 034 Ом нулевого провода 054 Ом) при активной нагрузке по фазам 40 30 и 10А. Ток в нулевом проводе равный векторной сумме фазных токов будет (см. векторную диаграмму на рис. 2.9) 265 А. Потери в линии как в любом проводнике зависят от сопротивления линии и квадрата тока проходящего по этой линии (I2·Zл). Потери в фазных проводах соответственно составят
в нулевом проводе P0=2652·054=379 Вт
суммарные потери в линии P=1263 Вт.
Рисунок 2.11 – Векторная диаграмма токов при трехфазной нагрузке и kтр=13
Применение АТС-С позволит перераспределить токи в линии. При коэффициенте трансформации 13 одна треть тока нулевого провода векторно вычитается из токов нагруженных фаз и прибавляется к току менее нагруженной фазы. Токи соответственно станут равными 338 296 и 186 А при этом ток нулевого провода (учитывая некоторую асимметрию магнитной системы автотрансформатора) может составлять до 10% среднего фазного тока т.е. 27 А.
При таком перераспределении токов суммарные потери в линии составят
P = (3382+2962+1862)·034+272·054 = 805 Вт.
Таким образом установка автотрансформатора АТС-С позволяет снизить потери в ЛЭП-04 кВ на 36 %.
Очевидно что уменьшение падения напряжения в проводах линии пропорционально изменению тока по фазам существенно выравнивает напряжение в узле нагрузки в первую очередь за счет смещения «нуля».
Увеличение коэффициента трансформации выше 13 для трехфазных нагрузок не целесообразно и несмотря на более равномерное перераспределение токов по фазам приводит к увеличению потерь в ЛЭП за счет более существенного увеличения тока нулевого провода а так же потребует больших затрат на материалы.
Относительное значение мощности автотрансформатора АТС- С составит
где Sн – мощность нагрузки;
k – коэффициент в зависимости от схемы автотрансформатора и коэффициента трансформации (kтр) представленный в таблице 2.8.
Значения коэффициента k
Если гарантированно известен максимальный ток протекающий в нулевом проводе нагрузки то габаритная мощность автотрансформатора по схеме рисунке 2.4 может быть рассчитана исходя из этого тока
А по схеме рисунка 2.5
и для вышеприведенного примера трехфазной несимметричной нагрузки составит соответственно 83 и 48 кВА.
Наиболее эффективным является установка автотрансформатора непосредственно у потребителя в точке разветвления трехфазной линии в однофазные например на вводе дачного кооператива где практически невозможно выровнять нагрузку по фазам. В жилых многоквартирных домах установка АТС-С на ответвлениях к каждому стояку питающему квартиры жилых домов позволяет симметрировать напряжение и снизить потери в трехфазных групповых и питающих линиях распределительной сети. На малых промышленных предприятиях он может применяться для питания однофазных нагрузок большой мощности: сварочных трансформаторов выпрямителей водонагревателей и т.д.
В настоящее время все большее применение находят статические преобразователи (выпрямители тиристорные регуляторы высокочастотные преобразователи) газоразрядные осветительные устройства с электромагнитными и электронными балластами электродвигатели переменного тока с регулируемой скоростью вращения и т.д. Указанные устройства а также сварочные трансформаторы специальные медицинские и другие приборы могут генерировать высшие гармоники тока в системе электропитания. Например однофазные выпрямители могут генерировать все нечетные гармоники а трехфазные все не кратные трем что отражено на рисунке 2.12.
Рисунок 2.12 – Спектры входных токов выпрямителей: а) однофазного б) трехфазного.
Гармоники тока создаваемые нелинейными нагрузками могут представлять собой серьезные проблемы для систем электропитания. Гармонические составляющие представляют собой токи с частотами кратными основной частоте источника питания. Высшие гармоники тока накладываемые на основную гармонику приводят к искажению формы тока. В свою очередь искажения влияют на форму напряжения в системе электропитания вызывая недопустимые воздействия на нагрузки системы. Увеличение общего действующего значения тока при наличии высших гармонических составляющих в системе может привести к перегреву всего оборудования распределенной сети. При несинусоидальных токах возрастают потери в трансформаторах главным образом за счет потерь на вихревые токи что требует увеличения их установочной мощности. Как правило для ограничения гармоник в этих случаях устанавливаются высокочастотные фильтры состоящие из сетевых реакторов и конденсаторов.
К достоинствам АТС-С следует отнести то что они обладают способностью фильтрации токов высших гармоник кратных трем (т. е. 3 9 15 и т.д.) ограничивая их протекание как из сети к нагрузке так и наоборот. Этим самым повышается качество сети и снижаются колебания напряжения.
Как уже указывалось выше электромагнитные балластные пускорегулирующие аппараты (ПРА) газоразрядных ламп генерируют высшие гармоники . Так в токах натриевых ламп ДНаТ широко используемых для целей уличного освещения третья гармоника является превалирующей и в зависимости от мощности лампы и типа ПРА составляет до 5% и более (по [Л.4] третья гармоника допускается до 175%). Токи третьих гармоник совпадают по фазе и арифметически складываются в нулевом проводе трехфазной сети создавая ощутимые добавочные потери что вынуждает выполнять сечение нулевых рабочих проводников трехфазных питающих и групповых линий равным фазному.
В этой ситуации применение АТС- С позволяет уменьшить сечение нулевых проводников как минимум в два раза и решить три задачи: компенсировать потери от третьей гармоники обеспечить перевод системы освещения на «ночной режим» (одна или две фазы распределительной сети отключаются в ночные часы) перераспределяя нагрузку на три фазы; и выйти на энергосберегающий режим выполнив отводы на автотрансформаторе для понижения напряжения. Для решения только первой задачи можно применить автотрансформатор минимальной мощности рассчитанный на ток нулевого провода (суммарный ток третьей гармоники).
При необходимости компенсировать 5 7 или 11 гармоники можно воспользоваться схемами рис.2.6 или 2.7. В этом случае затраты на сетевые реакторы могут быть уменьшены т.к. компенсационные обмотки обладая повышенным индуктивным сопротивлением для высокочастотных гармоник могут выполнять роль сетевого реактора и в совокупности с конденсаторами образовывать фильтр высших гармоник. Конденсаторы подключаются между точками соединения в открытые треугольники секций компенсационных обмоток и нулевым проводом и могу образовывать одно двух или трехступенчатый фильтр для разных частот. Величину индуктивности секции компенсационной обмотки с достаточной достоверностью можно определить из номинальных параметров – номинального тока и коэффициента трансформации. Например при номинальном токе Iн=25А и коэффициенте трансформации k тр=13 напряжение секции будет
Zсек=UсекIн . (2.68)
Пренебрегая малым активным сопротивлением обмотки считаем сопротивление индуктивным и тогда индуктивность секции
Lсек =29314·103=92 мГн.
При этом надо учитывать нелинейный характер сопротивления: с уменьшением нагрузки сопротивление возрастает.
При выборе автотрансформатора возможность подключения конденсаторов должна быть выбрана заранее.
Частным случаем является симметрирующий автотрансформатор целенаправленно предназначенный для питания однофазной нагрузки (см. рис.2.13 и 2.14). Для большей симметрии токов по фазам коэффициент трансформации можно сделать больше чем 13 с некоторым увеличением тока нулевого провода.
Рисунок 2.13 - Симметрирующий автотрансформатор с единой обмоткой
Рисунок 2.14 - Симметрирующий автотрансформатор с разделенной обмоткой
Рассмотрим это на примере. На вводе трехфазной сети установлен автоматический выключатель рассчитанный на длительно допустимый ток 25 А. Требуется подключить сварочный трансформатор мощностью 10 кВ·А (напряжение сети 220 В ток сварки 160 А напряжение холостого хода 60 В ПВ 60%). Потребляемый сварочным трансформатором ток составит
а с учетом ПВ эквивалентный ток будет
что в 14 раза превышает допустимый. Конечно можно применить обычный автотрансформатор 380220 В выполненный на базе трансформатора ОСМР-63 (мощностью 63 кВ·А) в этом случае нагрузка будет перераспределена только на две фазы (линейный ток – 203 А) но можно применить симметрирующий автотрансформатор (см. схему рис. 2.13) с коэффициентом трансформации 12 преобразующий однофазную нагрузку в трехфазную и выровнять нагрузку по всем фазам снизив ток в сети до 176А при этом ток в нейтрали при отсутствии других нагрузок также будет 176 А. В этом случае автотрансформатор Можно изготовить на базе трансформатора ТСР-63. Можно также использовать симметрирующий автотрансформатор с коэффициентом трансформации 13 ограничив ток в рабочей фазе длительно допустимым для автоматических выключателей – током 234А при этом в двух других фазах будет протекать ток 118А при отсутствии тока в нулевом проводе. Автотрансформатор может быть сделан на базе трансформатора ТСР-25.
Рисунок 2.15 – Векторная диаграмма токов при однофазной нагрузке и kтр=12
Снижение потерь в сети по сравнению с прямым включением приведено в таблице 2.9.
Снижение потерь в сети
Симметрирующий АТС-С
Коэффициент трансформации
Учитывая что сварочный трансформатор генерирует высокочастотные гармоники в том числе кратные трем предпочтение следует отдавать симметрирующему автотрансформатору.
8 Сравнение показателей надежности до и после проведения технических мероприятий
Для определения показателей надёжности электроустановок аналитическим методом составляется расчётная схема соединения элементов. Расчёт проводится путём замены параллельных и последовательных цепей эквивалентными элементами для чего используются формулы определяющие общее число аварийных отключений длительность аварийных простоев для эквивалентного элемента. Схема приведена на рисунке 2.16.
Длительность планового ремонта для каждого случая приняты исходя из существующих закономерностей ремонтных работ.
При составлении расчётной схемы сделаны некоторые допущения:
- одновременные отключения цепи из двух параллельных элементов в плановый период не допускаются;
- за время отключения элемента с большой длительностью ремонта может быть произведен ремонт других элементов (с относительно меньшей длительностью ремонта).
- перерывы электроснабжения ликвидируемые работой автоматики (АПВ АВР) не учитываются. Устройства релейной защиты считаются действующими безотказно.
- кратковременные отключения (производство переключений вручную) подсчитываются отдельно. Длительность перерывов электроснабжения при кратковременных отключениях принимается 20 30 мин. Расчетная схема для кратковременных отключений содержит только элементы соединенные последовательно; параллельные ветви не учитываются.
- для длительных отключений (ремонт элементов) рассматриваются также отказы параллельных цепей вызванные наложениями повреждений одного элемента на аварийное восстановление другого и аварийных повреждений на плановые отключения.
При сделанных допущениях для показателей надёжности элементов электроустановок справедливы следующие формулы теории надёжности. Коэффициенты аварийного и планового простоя определяют по формуле
где - интенсивность случайного отказа (события);
- время восстановления системы;
- удельная длительность планового ремонта (за 1 год).
Для последовательного соединения элементов
Тогда при последовательном соединении i элементов коэффициент аварийного простоя равен
Рисунок 2.16 – Схема электрической сети
Расчётные значения показателей надёжности элементов этой схемы даны в таблице 2.10.
Показатели надежности элементов сети
Обозначение на схеме
Масляный выключатель
В соответствии с расчетной схемой на рисунке 2.14 значение λав будет равно
соответственно коэффициент аварийного простоя будет равен
В случае установки автоматического включения резерва для повышения надежности электроснабжения при условии что учитываются перерывы в электронабении при применении устройств АВР и АПВ значение λав будет равно
коэффициент аварийного простоя в этом случае будет равен
Как видно из расчетов при применении АВР коэффициент аварийного простоя снижается.
Кроме того при применении АВР вплоть до 0 снижается и время аварийного простоя элементов сети т.к. резервный элемент включается автоматикой. Таким образом применением АВР можно добиться снижения коэффициента аварийного простоя практически до нуля.
Результат повышения надежности электроснабжения за счет введения компенсаций высших гармоник тока можно наблюдать в таблице 2.7. Кроме того при снижении потерь в сети (которые вызваны высшими гармониками тока) снижается суммарная мощность передаваемая по элементу сети и следовательно значение интенсивности случайного отказа элемента системы что также повышает показатель надежности всей сети.
Технико-экономические расчеты и охрана труда
1 Расчет дополнительных капитальных вложений в электроснабжение
В общем виде капитальные вложения на строительство электрической сети (Кэс) определяется по формуле
где КВЛ – капитальные вложения в линии руб;
КТП – капитальные вложения в подстанции руб.
Капитальные вложения (КВЛ) в линии определяются по формуле
где LВЛ – протяженность линии км;
У – удельные показатели стоимости сооружения линии рубкм
Капитальные вложения в подстанции (КТП) определяются по формуле
где NПС – мощность подстанции кВА;
УПС – удельный показатель стоимости подстанции рубкВА.
Расчет дополнительных капитальных вложений по вариантам
Элементы электрической сети
Стоимость еденицы тыс. руб.
Размер дополнительных капитальных вложений в проектируемом варианте руб.
2 Определение дополнительных годовых эксплуатационных затрат по изменяющимся статьям
К годовым эксплуатационным затратам относят все расходы связанные с поддержанием сетей в нормальном техническом состоянии а так же стоимость потерь электрической энергии в элементах электросети исходного и проектируемого вариантов. В общем виде расчетная формула эксплуатационных затрат имеет вид
где Иа – амортизационные отчисления руб;
Ир – отчисления на ремонт руб;
Иоб – издержки на обслуживание электрических сетей руб;
Ипэ – издержки на потери электроэнергии руб.
Амортизационные издержки на полное восстановление электрической сети определяются по формуле
где На – годовая норма отчислений на амортизацию %;
Кэс – суммарные капитальные вложения.
Отчисления на ремонт определяются по формуле
где Р – годовая норма отчислений на ремонт %
Суммарные издержки на обслуживание электрической сети определяются по формуле
где N – суммарное количество элементов электрической сети;
у – среднегодовой расход средств на эксплуатацию 1 усл ед;
Ку – количество условных единиц.
Издержки на потери электроэнергии в элементах электрической сети
где Ипл – потери в линиях электропередач руб;
Ипт – потери в трансформаторных подстанциях руб.
где Wп – объем потерь электроэнергии тыс. кВтч;
Сп – стоимость потерь за 1 кВтч руб.
3 Определение вероятностного ущерба от перерывов в
Перерывы электроснабжения потребителей приводят в ряде случаев к порче и недоотпуску продукции нарушению или прекращению технологических процессов. Для определения сокращения ущерба от перерывов в электроснабжении необходимы данные о средних вероятностных ущербах отнесенных к 1кВт-ч недоотпущенной электроэнергии а также среднестатистические значения продолжительности отключений в год в расчете на одну подстанцию и 1 км линии электропередач.
Вероятностный ущерб от перерывов в электроснабжении можно определить по формуле
где у – удельный вероятностный ущерб от перерывов в электроснабжении рубкВтч;
Qээ – количество недоотпущенной электроэнергии за время перерывов в электроснабжении кВтч.
Объем недоотпущенной электроэнергии складывается из величины недоотпущенной электроэнергии по отдельным участкам в связи с аварийными отключениями
где Р – мощность трансформаторных подстанций кВА;
К0 – коэффициент одновременности К0=06;
Тп – суммарная продолжительность отключений ч.
4 Технико–экономическая оценка проектируемой электрической сети
Расчет основных экономических показателей по проектируемому и исходному вариантам базируется на предыдущих расчетах капиталовложений и годовых издержек.
Для оценки экономической эффективности проекта используют следующие показатели: чистый дисконтированный доход (ЧДД) индекс доходности (ИД) срок окупаемости инвестиций (Ток).
Чистый дисконтированный доход используется при оценке инвестиционных проектов в связи с не равноценностью сегодняшних и будущих доходов (изменением «ценности» денег с течением времени). Для этого используется коэффициент дисконтирования (m).
где α – коэффициент дисконтирования;
Е – норма дисконтирования %;
t – порядковый номер временного интервала получения дохода.
Норма дисконтирования (Е) представляет собой норму прибыли на вложенный капитал. Если инвестором является само предприятие то норма дисконтирования принимается на уровне средней нормы прибыли данного предприятия. Если другое предприятие или лицо вкладывает в проект то норма дисконтирования приравнивается ставке банковского кредита.
Годовая экономия (Эгод) от внедрения конструкции может получиться за счет: сокращения эксплуатационных затрат в проектируемом варианте по изменяющимся статьям без амортизации и за счет сокращения ущерба.
Для приведения разновременных затрат и эффектов за весь срок службы машины на исходный момент времени применяют дисконтирование. Чистый дисконтированный доход (ЧДД) определяют по формуле
где КК – коэффициент капитализации;
К – размер дополнительных капитальных вложений в проектируемом варианте руб.
Коэффициент капитализации
где q – коэффициент начисления процента;
t – срок эксплуатации линии лет;
Норму дисконта определяют по формуле
где p – доходность капитала %. Приравниваем депозитной ставке банка.
Коэффициент начисления процента
Критерии эффективности инвестиционного проекта следующие: ЧДД>0 положительное значение чистого дисконтированного дохода говорит о том что проект приносит прибыль. Отрицательное значение показывает что при заданной норме прибыли проект приносит убыток.
Индекс доходности (ИД) капиталовложений определяется по формуле
Так как критерий по индексу доходности ИД>1 то проект привлекателен.
Для приближенного расчета внутренней нормы доходности используется формула
где р1% процентная ставка при которой ЧДД1% имеет небольшое положительное значение;
Р2% ставка при которой ЧДД2% имеет небольшое отрицательное значение;
Так как ВНД проекта больше 8% то он может быть принят.
Срок окупаемости капитальных вложений определяется по формуле
Технико-экономические показатели представлены в таблице 3.2.
Основные технико-экономические показатели проектируемой схемы электроснабжения
Наименование показателей
Дополнительные капиталовложения тыс. руб.
Годовые эксплуатационные затраты по изменяющимся статьям тыс. руб.
В т. ч. амортизационные отчисления
отчисления на ремонт
издержки на обслуживание
Годовая экономия тыс. руб.
Чистый дисконтированный доход тыс. руб.
Индекс доходности дополнительных капитальных вложений
Внутренняя норма доходности %
Срок окупаемости дополнительных капитальных вложений лет
Проанализировав полученные данные принимается решение что реконструкция линии выгодна это доказывается сокращением потерь энергосистемы и сокращения недоотпуска электроэнергии. В результате за весь срок эксплуатации линии получаем 58206 тыс. руб. чистого дисконтированного дохода индекс доходности 31 внутреннюю норму доходности 434% срок окупаемости дополнительных капиталовложений – 26 года.
5 Расчет защитного заземления ТП
Согласно требованиям электробезопасности металлические части трансформаторной подстанции должны быть заземлены.
Выбирается приближенное значение удельного сопротивления грунтов ρГР=40 Ом·м (для глины).
Допускаемое сопротивление растеканию тока заземляющих устройств RЗ.Д=10 Ом.
Выбирается материал для заземлителей – труба диаметром 50 мм толщина стенки не менее 35 мм материал – Ст.5.
Определяется значение повышающего коэффициента КП который учитывает изменения сопротивления грунта в зависимости от климатических зон РФ. Для климатической зоны 3 КП=14.
Определяется расчетное значение удельного сопротивления грунта:
Определяется расчетное сопротивление растеканию электрического тока одиночной трубы заглубленной в землю верхний конец которой заглублен в землю на расстояние 05 м:
где – длина заземлителя м. =3 м;
d – диаметр заземлителя м. d=005 м;
h – расстояние от поверхности до середины заземлителя м. h=2 м.
Определяется число одиночных труб
Принимается количество заземлителей 2.
Выполняется схема защитного заземления трубами диаметром 50 мм толщиной стенки не менее 35 мм материал – Ст.5 длиной 3 м расположенными вертикально на расстояние от поверхности земли до начала трубы 05 м. Расстояние между заземлителями принимаем 3 м.
Для двух заземлителей определяется коэффициент экранирования Э=085.
Определяется число заземлителей nТР с учетом коэффициента экранирования
Выполняется схему защитного заземления (рисунок 3.1).
Рисунок 3.1 – Схема защитного заземления подстанции
В выпускной квалификационной работы произведён расчет и реконструкция электрической сети выполненной на воздушных линиях напряжением 10 кВ. В ходе проектирования плана реконструкции были рассчитаны основные электрические нагрузки выбран вариант реконструкции основываясь на наибольшем экономическом эффекте произведен расчет токов короткого замыкания и исходя из их значений были выбраны коммутационные и защитные аппараты.
Во второй главе работы значительное внимание уделялось разработке устройств АВР и влиянию токов высших гармоник для повышения надежности электроснабжения.
В экономической части работы произведен расчет капитальных вложений по электроснабжению определены годовые затраты а также освещены вопросы касательно сроков окупаемости проекта реконструкции. В третьей главе работы также рассмотрены вопросы по безопасности при эксплуатации электрических сетей а также был произведен расчет защитного заземления трансформаторной подстанции.
Список использованных источников
Правила устройства электроустановок. – М.: Энергоатомиздат 1999. – 501с.
Блок В.М. Электрические сети и системы В.М. Блок – М.: Высшая школа 1986. – 430с.
Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. В 2-х кн. Под общей редакцией А.А. Фёдорова Г.В. Сербиновского. Кн. 2. Технические сведения об оборудовании. – М.:Энергия1973. – 528с.
Водянников В.Т. Экономическая оценка средств электрофикации и автоматизации сельскохозяйственного производства и систем сельской энергетики: Учебное пособие В.Т. Водянников. – М.: МГАУ 1997. – 180с.
Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования: Учеб. пособие для студ. высш. учеб. заведений И.П. Крючков Б.Н. Неклепаев В.А. Старшинов и др.; Под ред. И.П. Крючкова и В.А. Старшинова. – М.: Издательский центр Академия 2005. – 416с.
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов Б.Н. Неклепаев И.П. Крючков. – 4-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 608с.
Будзко И.А. Электроснабжение сельского хозяйства И.А. Будзко Т.Б. Лещинская В.И. Сукманов. – М.: Колос 2000. – 536с.
Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов Л.Д. Рожкова В.С. Козулин – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1987. – 648с.
Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей М.А. Шабад. –3-е изд. перераб. и доп. – Л.: Энергоатомиздат 1985. – 296с.
Луковников А.В. Охрана труда: Учебник для вузов А.В. Луковников В.С. Шкрабак – 6-е изд. перераб. и доп. – М.: Агропромиздат 1991. – 319с.
Капустин В.М. Лопухин А.А. Компьютеры и трехфазная электрическая сеть Современные технологии автоматизации - СТА №2 1997 стр. 104-108.
Савиных В.В. Определение и снижение потерь электроэнергии в нормальных режимах сетей 04 кВ сельских населенных пунктов: Диссертация В.В. Савиных. – Краснодар: Куб ГАУ 2007. – 178с.
Жежеленко И.В. Высшие гармоники в системах электроснабжения промпредприятий И.В. Жежеленко. – М.: Энергоатомиздат 1994. – 272с.
Карташев И.А. Управление качеством электроэнергии И.И. Карташев В.Н. Тульский Р.Г. Шамонов; под ред. Ю.В. Шарова. – М.: Издательский дом МЭИ 2006. – 320 с.
Шри К. Активные фильтры гармоник К. Шри Энергосбережение. – 2004. – 4. – с. 26–32.
Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок (Текст). – 8–е изд. –Новосибирск: Сиб. Унив. Изд 2007. – 176 с.
Шкрабак В.С Безопасность жизнедеятельности в сельскохозяйственном производстве В.С. Шкрабак А.В. Луковников А.К. Тургиев – М.: КолосС 2004. – 512 с.

05 Доклад на защиту.doc

Уважаемый председатель уважаемые члены государственной аттестационной комиссии.
В данной выпускной квалификационной работе рассматривается разработка плана реконструкции электрической схемы сети 10 кВ с целью повышения качества электроснабжения.
В данный момент современное производство все в большей мере увеличивает энергопотребление. Все большую необходимость вызывает реконструкция электрических линий с уточнением нагрузок по участкам сети.
Электроснабжение рассматриваемого района осуществляется от подстанции «Тихорецкая» 500 кВ по сети 110 и 220 кВ. Сеть 110 кВ данного района включает в себя две подстанции (ПС): «Туркино» «Меклета» сеть 220 кВ представлена ПС «Светлая». План расположения названных подстанций представлен ЛИСТЕ 1.
Было принято решение о возможности реконструкции существующей линии. Для определения оптимального варианта реконструкции было предложено два варианта построения электросети и выбран наиболее экономически целесообразный. Для этого варианта определены расчетные нагрузки потребителей а также нагрузки на участке сети. Расчётные схемы вариантов построения сети с подстанциями приведены на ЛИСТЕ 2 графической части. С помощью этой схемы рассчитана сеть 10 кВ определены нагрузки на участках сети а также рассчитаны приведенные затраты для двух вариантов сети. Анализ показал что предпочтительнее использовать второй вариант построения схемы сети
Для данной спроектированной сети были произведены расчеты токов короткого замыкания и по значениям этих токов выбрано оборудование на питающих подстанциях. Также была расчитана токовая отсечка для коммутационных аппаратов. Диаграмма зависимости тока от расстояния в относительных единицах то есть зона действия токовой отсечки приведена в работе.
Для данных подстанций с целью повышения надежности электроснабжения было спроектировано устройство автоматического включения резерва.
Для повышения качества электроснабжения а именно обеспечения должного уровня значения напряжения у потребителя необходимо уменьшить потери в сети. Классификация потерь электроэнергии в сети 038 кВ также приведена в работе. Немалую часть этих потерь составляют потери вызванные потоками гармонических составляющих.
Для уменьшения данных потерь предложены различные организационно-технические мероприятия классифицированные по классам.
Для решения данной задачи был предложен импульсный источник питания устанавливаемый на подстанции..
Для всего проекта введенных мероприятий определены технико-экономические показатели которые приведены на ЛИСТЕ 3 графической части. Срок окупаемости проекта составит 26 лет.
В третьей главе выпускной работы также были рассмотрены вопросы безопасности при реконструкции воздушных линий. Для проектируемой ТП было выбрано защитное заземление. Значительное внимание уделялось экологичности проекта.
Таким образом мы разработали план по реконструкции сети 10 кВ и разработали устройства АВР и устройство подавления высших гармоник тока для повышения качества электроэнергии.
Доклад закончен. Спасибо за внимание.

01 Аннотация.docx

Выпускная квалификационная работа на тему «Разработка проекта реконструкции электрической сети 10 кВ с повышением качества электроснабжения» представлена пояснительной запиской на 82 страницах и графической частью на 3 листах формата А1 и А2. При выполнении данного проекта было использовано 23 литературных источника.
В данной ВКР дана оценка существующей системы энергоснабжения в зоне подстанции 500 кВ.
В основной части пояснительной записки рассчитаны действующие силовые нагрузки предложены варианты реконструкции электрической сети рассмотрены вопросы по повышению надежности электроснабжения ( в частности предложено использование АВР и компенсация потерь от высших гармоник токов) и произведено экономическое сравнение вариантов реконструкции.
Также производился расчет токов короткого замыкания для проектирования оборудования трансформаторных подстанций.
Выполнен технико-экономический расчет предлагаемого проекта и рассмотрены вопросы безопасности и экологичности.