Дипломный проект (колледж) - Подстанция 110/10 кВ

план подстанции .dwg

>=33000(Металлические порталы)
ДП 13.02.03.2020.12.01.01.00.00.СБ
ДП13.02.03.2020.12.01.02.00.00.СБ

ВКР СХЕМА.dwg

Вновь вводимое оборудование
Существующее оборудование
ПС Электрозаводская 1103510кВ
Общестанционные электрические чертежи
Схема элетрическая главная
Схема электрическая принципиальна 11010кВ
ДП13.02.03.2020.12.01.00.00.00.Э3
от ПС "Западная" с установкой КРУ-6кВ
Западная с введением IV секции
Подстанция 1103510кВ
Полная принципиальная

ВКР ПЗ.doc

ВЫБОР СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ.
ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ.
ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧНСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
РАЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ (КЗ)
1. Расчет тока короткого замыкания в точке К1.
2. Расчет тока короткого замыкания в точках К2.
ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ.
ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ.
1. Выбор трансформаторов тока.
2. Выбор трансформатора напряжения
ВЫБР КОНСТРУКЦИИ РУ-10 кВ
РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПОДСТАНЦИИ
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Энергетика России развивается на основе передовых достижений науки и техники решая вопросы внедрения и использования их в производстве. При этом поднимаются вопросы надежности качества экономичности экологичности и безопасности энергетики. Все это возможно лишь с применением новых технологий новых достижений и их внедрение в производство.
Всего в России насчитывается больше 1500 электростанций из них 51 — особо крупные гидро- и теплоэлектростанции с установленной мощностью более 1ГВт генерирующих около половины всей электроэнергии страны и 10 атомных электростанций на долю которых приходится 19% генерируемой электроэнергии.
Электрическая подстанция - это электроустановка для преобразования электроэнергии по напряжению. Основным элементом подстанции является силовой трансформатор который непосредственно преобразует электроэнергию. С помощью регулировочного устройства трансформатора можно регулировать напряжение на шинах подстанции в заданных пределах. Кроме того на подстанции устанавливаются коммутационные и защитные аппараты: разъединители выключатели предохранители рубильники. Для обеспечения работы самой подстанции устанавливаются трансформаторы собственных нужд.
Для компенсации потребления реактивной мощности и с целью повышения напряжения на шинах подстанции и повышения частоты во внешней сети могут применяться батареи статических конденсаторов или другие аналогичные компенсирующие устройства.
Для производства измерений и обеспечения работы устройств релейной защиты и автоматики используются измерительные трансформаторы тока и напряжения. Для питания цепей управления сигнализации и защиты необходимы источники оперативного тока объединенные в единую схему. Для защиты оборудования от перенапряжений применяются вентильные разрядники или ограничители перенапряжений. Защита оборудования от прямого попадания молнии осуществляется с помощью специальных молниеприемников. Для защиты обслуживающего персонала от прикосновения к нетоковедущим частям которые случайно могут оказаться под напряжением на подстанции сооружается контур заземления.
Данный дипломный проект предполагает разработку схемы главных электрических соединений понизительной подстанции промышленной зоны с максимальной полезной нагрузкой 32 мВт напряжением 11010 кВ выбор аппаратуры всех ступеней напряжения а также разработку плана размещения аппаратов и распределительных устройств.
Целью дипломного проекта являются: выбор структурной схемы подстанции;
Выбор силовых трансформаторов; выбор схемы трансформаторов собственных нужд; выбор главной схемы электрических соединений; выбор схемы электрических соединений на стороне 110 кВ; выбор схемы электрических соединений на стороне 10 кВ; расчет токов КЗ; расчет токов короткого замыкания в точке К1; расчет токов короткого замыкания в точках К2; выбор ошиновки ОРУ-110 кВ; выбор электрических аппаратов;
выбор измерительных трансформаторов; выбор трансформаторов тока; выбор трансформатора напряжения; выбор конструкции РУ-10 кВ
ВЫБОР СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ
Выбор структурной схемы проектируемой подстанции предусматривает определение числа типа и мощности силовых трансформаторов.
Подстанция питает потребителей среди которых есть потребители относящиеся к I-й категории по надёжности электроснабжения следовательно количество трансформаторов на подстанции не может быть меньше двух иначе при аварии или плановом ремонте трансформатора потребители останутся без электроснабжения. Установка трёх трансформаторов хотя и повышает надежность но приводит к сильному увеличению расходов на постройку подстанции и её эксплуатацию. Следовательно принимаем количество трансформаторов на подстанции равным двум. Структурная электрическая схема зависит от состава оборудования (числа генераторов трансформаторов) распределения генераторов и нагрузки между распределительными устройствами (РУ) разного напряжения и связи между этими РУ.
Рисунок 1 – Структурная схема подстанции
При установке двух трансформаторов и отсутствия резервирования по сетям низшего напряжения мощность каждого из них выбирается с учетом загрузки трансформатора не более 70% от суммарной максимальной нагрузки подстанции в номинальном режиме.
ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Мощность трансформатора на подстанции должна быть такой чтобы при выходе из работы одного из них второй воспринял основную нагрузку подстанции с учетом допускаемой перегрузки в послеаварийном режиме и возможного временного отключения потребителей третьей категории. В соответствии с существующей практикой проектирования мощность трансформаторов на подстанции рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах до 40% на время максимума по условию:
Sн.тр. ≥ 07* Smax (2.1)
где Smax - максимальная расчетная мощность подстанции за период 5 лет
Smax = Pmax cosφ = 32 08 = 400 МВА мощность нагрузки
Sн.тр. ≥ 444 14 ≥ 317 МВА.
По справочнику выбираем трансформатор ТДН-110 мощностью 32 МВА. На подстанции принимаем к установки 2 трансформатора ТДН 16000110
Таблица 1- характеристики трансформатора ТДН – 16000110
ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
Рисунок 2- схема электрических соединений
Основные условия применения.
а) подключенная к двухцепной линии от которой запитаны и другие подстанции.
б) в нормальном режиме разъединители в неавтоматической перемычке отключены остальные разъединители а также выключатели в схеме включены.
Экономические критерии применения.
а) требует две ячейки выключателей на четыре присоединения (два трансформатора и две линии).
б) занимает минимальные отчуждаемые площади с учетом количества присоединений
в) наиболее дешевая схема с учетом количества присоединений.
Критерии надежности.
а) отказ линии или выключателя приводит к отключению по одному трансформатору на всех смежных подстанциях подключенных к данной линии. Рассматриваемые отказы не должны приводить к ограничению электроснабжения потребителей при достаточной нагрузочной способности оставшихся в работе трансформаторов а также действии автоматического ввода резерва на стороне низшего и среднего (при наличии) напряжения трансформатора.
б) при трех-четырех и более ответвительных подстанций подключенных к линиям с двухсторонним питанием рекомендуется рассмотреть целесообразность секционирования этих линий за счет использования на одной из подстанций соответствующей схемы например заход-выход.
в) неавтоматическую перемычку со стороны линий следует устанавливать только при наличии технико-экономических обоснований с учетом фактора надежности поскольку плановые и аварийные простои линий 35-220 кВ непродолжительны а параметр потока отказов трансформаторов - один из самых низких среди элементов электрических сетей.
г) является лучшей схемой с позиций надежности и экономичности для тупиковых или ответвительных двухтрансформаторных подстанций при использовании современных элегазовых (вакуумных) выключателей с пружинными приводами для подстанций 35-220 кВ.
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ (КЗ).
Основной причиной аварийных режимов в электроустановках являются трехфазные двухфазные двухфазные на землю и однофазные короткие замыкания.
Расчеты аварийных режимов при проектировании электрической установки необходимы для выбора подстанционной аппаратуры и проверки токоведущих частей на их термическую и электродинамическую стойкость а также для расчета релейной защиты и заземляющих устройств.
В выпускной квалификационной работе необходимо произвести расчет токов трехфазного короткого замыкания на стороне высокого (точка К1) и низкого напряжения (точка К2) трансформаторной подстанции.
Все элементы этой сети должны быть представлены своими схемами замещения. На этих схемах приводятся активные и индуктивные сопротивления элементов по которым возможно протекание токов короткого замыкания.
Рисунок 5 – Схема замещения для расчета токов КЗ
На рисунке 5: Хс Xл Xт - индуктивные сопротивления системы линии высокого напряжения трансформатора. Rл Rт - активные сопротивления линии высокого напряжения трансформатора.
Расчет токов короткого замыкания выполняется в системе именованных единиц.
Расчет сопротивлений схемы замещения
Определяем индуктивное сопротивление системы:
где Uвн – напряжение питания кВ
Sкз – мощность короткого замыкания МВА – по заданию.
Активное сопротивление линии высокого напряжения:
Индуктивное сопротивление линии высокого напряжения:
где Rо и Lо – удельные активное и индуктивное сопротивление провода АС-240 Омкм;
1.Расчет тока короткого замыкания в точке К1:
Сопротивления силового трансформатора по отношению к точке К2 (сторона НН) определяем по формулам:
2.Расчет тока короткого замыкания в точке К2:
Результирующее сопротивление для точки К2:
Расчет токов трёхфазного короткого замыкания
Начальное значение периодической составляющей тока трёхфазного короткого замыкания определяем по формулам:
Расчет ударного тока короткого замыкания
Максимальное значение полного тока – ударный ток возникает в сети примерно через 001 с после начала процесса короткого замыкания. При этом считается что периодическая составляющая тока не претерпевает существенных изменений и остается равной как и в начальный момент.
При этом учитывается лишь затухание апериодической составляющей тока короткого замыкания. На основании этого ударный ток определяем по формуле
kу – ударный коэффициент определяется по формуле:
где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания.
Выбор и проверка электрического оборудования подстанции
Определим токи нагрузки и расчетные токи для выбора и проверки оборудования исходя из допустимой перегрузки трансформаторов в 40%:
Таблица 2- Результаты расчета токов КЗ
Все аппараты изоляторы шины кабели должны удовлетворять условиям окружающей среды и роду установки условиям работы при нормальном режиме и при КЗ и требованиям технико-экономической целесообразности.
При выборе аппаратуры учитываем тип распределительного устройства 110 кВ - открытое и тип комплектного распределительного устройства 10 кВ – закрытое (КРУ).
Все аппараты шины изоляторы и кабели выбираются по номинальным параметрам и проверяются на стойкость при действии токов КЗ. При проверке шин аппаратов и кабелей на термическую стойкость выдержку времени релейной защиты на отходящих фидерах принимаем равной 07 с для сборных шин 10 кВ - 14 с.
При необходимости ограничения токов КЗ в первую очередь следует рассмотреть вопрос о применении трансформаторов с расщепленными обмотками затем - возможность группового реагирования на вводе силового трансформатора. Предпочтение в этом случае отдавать сдвоенным реакторам.
Выбираем открытое распределительное устройство на 110 кВ с вакуумными
выключателями ВБЭ-110 кВ с трансформаторами ТДН-16000110
На низкой стороне устанавливаем комплектное распределительное устройство КРУ-10 кВ с выкатными ячейками внутренней установки типа К-59 и вакуумными выключателями BВTEL-10. Всего ячеек отходящих линий 12 штук (2 в резерве ).
ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ
На высокой стороне 110 кВ выбираем следующие коммутационные аппараты: разъединители РНДЗ-110 вакуумные выключатели ВБЭ-110.
Выбор оборудования производим методом сравнения по следующим условиям:
Таблица 3 – Оборудование ОРУ-110 кВ
Наименование параметра
Д дутьевое с естественной циркуляцией
Номинальный ток разъединителей
Предельный сквозной ток разъединителей
Продолжение таблицы 3
Ток термической стойкости разъединителей
Тип привода всех разъединителей
Ограничители перенапряжения
Таблица 4 – Оборудование РУ-10 кВ
Трансформатор собственных нужд ТСЛ-630-10 кВ
Трансформатор напряжения ТН-10 кВ
Защита от перенапряжений
Таблица 5 – Выбор и проверка высоковольтных выключателей
Параметр выключателя
Номинальное значение
Марка выключателя 110 кВ
Номинальное напряжение
Номинальный ток отключения
Ток термической устойчивости
Ток электродинамической устойчивости
Продолжение таблицы 5
Импульс термической устойчивости
Тип привода выключателя
Марка выключателя ввода 10 кВ
ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
1 Выбор трансформаторов тока
Для измерения нагрузки по стороне ВН и обеспечения работы устройств РЗА и счетчиков электроэнергии применяются трансформаторы тока типа ТФНД-110-3005 и трансформаторы тока ТВТ-110-3005.
В ячейках 10 кВ применяются трансформаторы тока типа ТЛМ-10.
2 Выбор трансформаторов напряжения
Для измерения напряжения и контроля изоляции сети 110 устанавливаем однофазные каскадные трансформаторы напряжения НКФ-110У1. Для измерения напряжения и контроля изоляции сети 10 кВ применяем трехфазный трансформатор напряжения типа НАМИ-10 который установлен в ячейке КРУ на выкатной тележке.
Схемы соединения обмоток – звездазвезда с нулемразомкнутый треугольник. Трансформаторы напряжения устанавливаем 1 класса точности.
Н - трансформатор напряжения
М - с масляным охлаждением
Таблица 6 – Измерительные трансформаторы
ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ РУ-10 кВ
Для установки на проектируемой ПС выбираем комплектное распределительное устройство внутренней установки КРУ К-59. Комплектные распределительные устройства серии К-59 предназначены для приёма и распределения электрической энергии переменного трёхфазного тока промышленной частоты 50 и 60 Гц напряжением 6 и 10 кВ.
КРУ серии К-59 применяются в качестве распределительных устройств 10 (6) кВ в том числе и распределительных устройств трансформаторных подстанций включая комплектные трансформаторные подстанции (блочные) КТП 3510 КТП 11010 и КТП 110356 кВ.
КРУ серии К-59 изготавливаются для самых различных условий эксплуатации:
для эксплуатации внутри помещений (КРУ внутренней установки) - серий К-59УЗ К-61УХЛЗ.
Схемы главных цепей КРУ К-59У3 внутренней установки соответствуют схемам главных цепей по ТУ 3414-004-43229919-2005.
Вид основных ячеек КРУ в зависимости от встраиваемого электрооборудования разделяется:
-с выключателями высокого напряжения;
-с разъединяющими контактами;
-с трансформаторами напряжения;
-с силовыми трансформаторами;
-со статическими конденсаторами.
Таблица 7 – Технические характеристики ячеек К-59У3
Наименование параметра показателя классификации
Значение параметра исполнение
Номинальное напряжение (линейное) кВ:
Наибольшее рабочее напряжение
Номинальный ток главных цепей ячеек:
Номинальный ток сборных шин А:
Номинальный ток отключения выключателя встроенного в КРУ кА
Ток термической стойкости (кратковременный ток) при времени протекания 3 с кА
Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей ячеек КРУ кА
Уровень изоляции по ГОСТ 1516.1-76
Наличие изоляции токоведущих частей
с неизолированными шинами
Наличие в ячейках выдвижных элементов
С выдвижными элементами и без выдвижных элементов
Вид линейных высоковольтных подсоединений
Условия обслуживания
С двусторонним обслуживанием
Климатическое исполнение и вид размещения по ГОСТ 15150 и ГОСТ 15543.1
Исполнения У или ХЛ категория размещения 3
Степень защиты по ГОСТ 14254–80
Степень защиты исполнения У3 - IР34;
Степень защиты исполнения ХЛ3 - IР54;
Степень защиты при открытых дверях релейных шкафов и нахождении выдвижного элемента ячейки в контрольном положении - IР04
Продолжение таблицы 7
Наличие теплоизоляции в КРУ
Исполнение У3: без теплоизоляции
Исполнение ХЛ3: с теплоизоляцией
Наличие закрытого коридора управления
С коридором управления
Местное дистанционное
КРУ внутренней установки с исполнением воздушных вводов: Нормальное исполнение КРУ–категории А по ГОСТ 9920-75 Усиленное исполнение КРУ – категории Б по ГОСТ 9920-7
КРУ с трансформаторами тока на номинальные токи менее 600 А термическая и электродинамическая стойкость определяется стойкостью трансформаторов тока.
Шкафы КРУ К-59 унифицированы и независимо от схем главных и вспомогательных цепей имеют аналогичную конструкцию основных узлов и одинаковые габаритные размеры.
Технические показатели сети
Протяженность линий электропередачи
Рассчитывается протяженность линии каждого уровня напряжения а так же суммарная протяженность линий сети.
Установленная мощность трансформаторных подстанций
—Номинальная мощность трансформаторов установленных на подстанции МВ*А
Энергетические показатели сети
Суммарный максимум активной нагрузки потребителей
Суммарный максимум активной нагрузки по сети определяется суммированием нагрузок с шин НН или СН всех подстанций входящих в рассчитываемую сеть.
—максимальная активная нагрузка с шин НН или СН ПС МВт.
2 Годовой полезный отпуск электроэнергии
Тmax —годовое число часов использования максимума активной нагрузки потребителя питающегося с шин ПС
Экономические показатели электрической сети
К экономическим показателям электрической сети относятся
- капитальные вложения в линии элктропередачи в подстанции и сеть в целом;
- численность персонала обслуживающего сеть;
- себестоимость электропередачи и распределения электрической энергии в сети.
Капитальные вложения в электрическую сеть
Капитальные вложения в электрические сети складываются из капитальных вложений в линии электропередачи и в подстанции.
КВЛ=КЛЭП+КПС тыс. руб. (8.5)
КВЛ-капитальные вложения в воздушные линии электропередачи тыс. руб.;
КПС-капитальные вложения в подстанции.
Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи
Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи сети определяются по формуле
-стоимость сооружения 1 км тыс. руб.км;
-длина воздушной линии км;
Среднее значение удельных капиталовложений в воздушные линии электропередачи
Капитальные вложения в подстанции электрической сети
Определение капитальных вложений в подстанции производятся суммированием капиталовложений по следующим составляющим: распределительные устройства всех напряжений трансформатора (автотрансформаторы) компенсирующие устройства реакторы и постоянная часть затрат.
Таблица 8- Расчет капиталовложений в подстанции
Наименование и тип элементов ПС
Постоянная часть затрат 10%
Среднее значение удельных капиталовложений в подстанции
= = 17935 тыс.руб.МВ*А
Sт – суммарная установленная мощность трансформаторов МВ*А
Ксети = КВЛ + КПС (8.7)
Выбор формы обслуживания электрической сети и определение численности персонала
Оперативное техническое обслуживание и ремонт групп электроустановок электрических сетей могут осуществляться по трем формам организации – функциональной территориальной и смешанной.
Выбор этих форм должен осуществляться в зависимости от местных условий электрических сетей. Оперативное обслуживание подстанций осуществляться по трем формам:
- круглосуточное активное дежурство на щите управления
- дежурство оперативно-выездных бригад (ОВБ)
Согласно местным условиям электрических сетей выбираем смешанную форму оперативного технического обслуживания и ремонта групп электроустановок и форму оперативного обслуживания – дежурство оперативно-выездных бригад (ОВБ).
Оперативное и техническое обслуживание ремонт распределительных сетей напряжением 110 -10 кВ.
Определение нормативной численности рабочих осуществляющих оперативное и техническое обслуживание подстанций
Нормативная численность рабочих осуществляющих оперативное и техническое обслуживание распределительных сетей 110-10кВ определяется по количеству устройств закрепленных за районами электрических сетей.
Таблица 9- Расчет нормативной численности рабочих и техническому обслуживанию ВЛ 110-10 кВ ТП и РП
Норматив на 100км или 100шт.
Нормативная численность рабочих чел.
Нормативная численность рабочих по оперативному и техническому обслуживанию подстанции корректируется с учетом условий эксплуатации и объемам по группам устройств.
Определение численности рабочих осуществляющих ремонт подстанций
Нормативная численность рабочих осуществляющих ремонт распределительных сетей 10010 кВ должна определяться по количеству устройств закрепленных за районами электрических сетей.
Таблица 10- Расчёт нормативной численности рабочих по ремонту ВЛ 11010 ТП и РП.
Таблица 10- Нормативная численность рабочих
Нормативная числ. рабочих чел.
Суммарная численность рабочих по ремонту оборудования РЭС
- коэффициент условий по ремонту;
- коэффициент учитывающий трудозатраты на проезд;
- коэффициент учитывающий объем по группам устройств.
Суммарная численность всех рабочих по распределительным сетям.
Численность руководителей специалистов и служащих для управления обслуживания и ремонта проектируемой электрической сети.
Численность руководителей специалистов и служащих составляет 20-25% от общей численности рабочих электрических сетей.
Численность промышленно- производственного персонала электрических сетей
= 1.08 x (2 = 046) = 2.657 3 чел.
Себестоимость передачи и распределения электрической энергии в проектируемой электрической сети
Себестоимость – полные издержки на производство продукции работ услуг включая затраты на потребление средств производства и оплату труда.
Проектные расчеты по себестоимости передачи и распределения электрической энергии рекомендуется производить по экономическим элементам. Затраты образующие себестоимость продукции группируются в соответствии с их содержанием по следующим элементам:
Материальные затраты
Затраты на оплату труда
Единый социальный залог
Амортизация основных фондов
В элементе « Затраты на оплату труда» отражаются все затраты на оплату труда промышленно-производственного персонала энергопредприятия. В состав этих затрат включаются:
Выплата заработной платы за фактически выполненную работу исходя из расценок тарифных ставок должностных окладов в соответствии с принятой на предприятии системой и формой оплаты труда;
Все виды доплат надбавок премий стоимости льгот
Оплата очередных и дополнительных отпусков. Затраты на оплату труда определяются как произведение средней заработной платы на предприятии региона расположения электрической сети на нормативную численность промышленно-производственного персонала.
Определяется следующим образом
ФГ чел = ЗП ср.мес. чел 12 10-3= 442682 1210-3 = 535536 тыс. руб.год
ЗП ср.мес чел = среднемесячная зарплата одного работника
ЗП ср.мес чел = СТ (1) k cрt k cрpp k cрпр k ЗПр рубмес. (8.9)
ЗП ср.мес чел = 15550 1512713115 = 4426801 рубмес.
СТ (1) - месячная тарифная ставка первой ступени оплаты труда руб;
k cрt – средний тарифный коэффициент по промышленно-производственному персоналу электрической сети;
k cрpp - средний коэффициент учитывающий доплаты за многосменный режим работы условия труда и другие компенсационные выплаты;
k cрпр – средний коэффициент учитывающий стимулирующие виды доплат;
k ЗПр - районный коэффициент к заработной плате.
Иот = ФГчел ЧсетиППП где
ЧсетиППП – численность промышленно-производственного персонала эл.сети чел
Единый социальный налог
Исн = Нсн % 100 (8.10)
Нсн % - ставка единого социального налога 34%. Включает отчисления в Пенсионный фонд Фонд социального страхования Фонды обязательного медицинского страхования.
Амортизация основных фондов
В элементе «Амортизация основных фондов» отражается сумма амортизационных отчислений на полное восстановление основных производственных фондов исчисления исходя из балансовой стоимости и утвержденных норм амортизации на реновацию
тыс. руб.год (8.11)
- средняя норма амортизации на реновацию ЛЭП;
- средняя норма амортизации на не реновацию силового оборудования ПС;
– стоимость основных фондов соответственно линий электропередач и подстанций тыч.руб. Составляет от 80% до 90% капитальных вложений в ЛЭП и подстанции
В элементе «прочие затраты» в составе себестоимости продукции отражаются:
-отчисления в ремонтный фонд;
-обязательные страховые платежи;
Отчисления в ремонтный фонд
Они определяются исходя из балансовой стоимости основных производственных фондов и нормативов отчислений утверждаемых самими предприятиями ежегодно ( по состоянию основных производственных фондов ).
– стоимость основных производственных фондов электрической сети тыс.руб.
- средний норматив отчислений в ремонтный фонд в целом по энергосетевому предриятию %.
Обязательные страховые платежи
Осуществляется по установленному нормативу от стоимости имущества. Стоимость имущества включает стоимость основных и оборотных средств финансовых активов. В Расчетах стоимость имущества принимается равной стоимости вложений капитала в строительство электрической сети.
- норматив обязательного страхования имущества %.
Земельный налог исчисляется исходя из площади земельного участка
земельная площадь находящаяся под опорами линии и изымаемая у землепользователей. Земельная площадь находящаяся под проводами воздушных электрических линий не подлежит оплате га.
- удельная площадь земельного участка под опорами ВЛ в зависимости от уровня напряжения гакм;
L-протяженность воздушной линии электропередачи км;
-площадь земли отводимой под сооружение подстанций га;
Сзн-ставка земельного налога руб.га.
Различные отчисления предусмотренные законодательством в составе себестоимости.
Ндр%=05-06 норматив других отчислений %.
Для электросетевых предприятий в элементе “Материальные затраты” отражается стоимость приобретенных материальных ресурсов и услуг производственного характера.
затраты на оплату труда ППП электрической сети тыс. руб
единый социальный налог тыс. руб.;
стоимость амортизации основных фондов тыс. руб.;
прочие затраты тыс. руб.
Годовые издержки электросетевого предприятия по экономическим элементам затрат
В годовые издержки передачи и распределения электрической энергии включаются все рассчитанные затраты.
Проектная себестоимость передачи и распределения единицы электрической энергии
Себестоимость единицы продукции электросетевого предприятия определяется отношением годовых издержек к количеству полезно отпущенной потребителям ЭЭ.
-годовой полезный отпуск ЭЭ МВтч
Структура годовых затрат
Иi- элементы затрат по передаче и распределению ЭЭ( материальные затраты оплата труда единый социальный налог амортизация прочие затраты) тыс. рубгод.
И % = Имз% + Иот%+Исн%+Ирена%+Ипр%=100% (8.21)
Результаты расчётов занесены в таблицу 10.
Составляющие себестоимости
По материальным затратам оплате труда единому социальному налогу амортизации и прочим затратам.
S i = И I W cетиотп 103 руб. МВт ч (8.22)
Результаты расчётов занесены в таблицу 5.
Таблица 11- Структура себестоимости передачи и распределения электрической энергии
Наименование статей затрат
Годовые издержки передачи и распределения энергии руб.год
Структура себестоимости руб.МВт ч
Материальные затраты
Среднегодовые обще-экономические показатели работы проектируемой электрической сети
Таблица 12- Среднегодовые общеэкономические показатели работы электрической сети
Наименование показателей
Технические показатели
1 Протяженность линии электропередачи
2 Установленная мощность трансформаторных подстанций
3 Количество трансформаторных подстанций
Энергетические показатели
1 Суммарный максимум активной нагрузки потребителей
2 Годовой полезный отпуск электроэнергии
Продолжение таблицы 12
Экономические показатели
1 Капитальные затраты по сети
2 Удельные капитальные затраты по линиям
3 Удельные капитальные затраты по подстанциям
4 Среднегодовые затраты по передаче и распределению электроэнергии
5 Себестоимость передачи и распределения электроэнергии
6 Нормативная численность ППП
Определяем постоянные и переменные затраты.
Из выше изложенных расчетов делаем вывод что производство капиталоемкое.
РЕЛЕИНАЯ ЗАЩИТА СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА
Для обеспечения нормальнои работы энергетическои системы и потребителеи электроэнергии необходимо быстрее выявлятьи отделять место повреждения от не поврежденнои сети восстанавливая таким путем нормальные условия работы энергосистемы и потребителеи.
С целью предотвращения опасных последствии ненормальных режимов необходимо своевременное обнаружение отклонении от нормального режима и принятие мер к их устранению. В связи с этим и возникает необходимость в создании и применении автоматических устроиств выполняющих указанные операции и защищающих систему и ее элементы от опасных последствии повреждении и ненормальных режимов.
Релеиная защита является основным видом автоматики без которои невозможна нормальная и надежная работа современных энергетических систем. Она осуществляет непрерывныи контроль за состоянием и режимом работы всех элементов энергосистемы и реагирует на возникновение аварииных и анормальных режимов
Защита устанавливаемая на силовом трансформаторе должна обеспечивать его отключение при межфазных и высоковольтных коротких замыканиях при замыканиях на землю или подавать сигнал о ненормальном режиме работе трансформатора.
Защита силового трансформатора цеховой подстанции обеспечивает: Максимально-токовую защиту от коротких замыканий на стороне высшего напряжения. Защиту от перегрузок на стороне низшего напряжения.
Газовую защиту—для трансформаторов мощностью от 630 кВА и выше.
Максимально-токовую защиту от К.З. предусматривают обычно в двухфазном двух релейном исполнений мгновенного действия.
Ток срабатывания защиты:
где Кн -коэффициент надежности зависит от типа максимально-токового реле
Значения коэффициентов для расчета релейной защиты для реле РТ-40
I-ток эксплуатационного трехфазного короткого замыкания
Ток срабатывания токового реле
коэффициент схемы Ксх учитывает схему включения вторичных обмоток трансформаторов тока Ксх=1 или
Максимально-токовое реле подключается к линии на высокой стороне силового трансформатора с помощью трансформаторов тока с коэффициентом трансформаций Кт. Выбирается студентом число обмоток вторичной обмотки всегда 5 для первичной обмотки выбираем любое число чтобы ток зашиты получился единицы или десятки ампер.
Защита от перегрузок обычно выполняется в трехфазном трехлинейном исполнении на стороне низшего напряжения (660В 380В 220В)
Защита выполняется с выдержкой времени большей времени пуска двигателя подключенных к силовому трансформатору или питаемых им сети. Обычно выдержка времени 5—10 с.
Ток срабатывания реле защиты:
где Кв—коэффициент возврата реле.
Чувствительность защиты проверяется с помощью коэффициента чувствительности Кч
Где- минимальный ток трехфазного короткого замыкания.
В качестве защиты трансформаторов ТДН 16000110 от токов внешних КЗ применим максимальную токовую защиту с пуском напряжения устанавливаемую на стороне высшего напряжения.
МТЗ выполним при помощи двух реле тока КА1 и КА2 типа РТ-40 фильтра-реле напряжения обратной последовательности типа РНФ-1М и минимального реле напряжения типа РН-54110
Для обеспечения безопасности работ по обслуживанию действующих электроустановок ПУЭ ПТЭ и ПТБ предусматривают применение защитных мер.
Все устройства релейной защиты автоматики и телемеханики (РЗА и Т) соответствуют ПУЭ и объем их должен определяться технико-экономической целесообразностью.
Эксплуатация устройств РЗА и Т осуществляется персоналом электролабораторий отдела главного энергетика предприятия или выделенным лицом с данного предприятия (или вышестоящей организации) специально обученным и допущенным к таким работам или специализированной организацией (по договору).
Силовое электрооборудование подстанций цехов предприятий электросети и линии электропередачи потребителей должно быть защищено от токов короткого замыкания и других ненормальных режимов устройствами релейной защиты или предохранителями.
Для обеспечения надежности электроснабжения предприятий применяются средства автоматики: автоматическое включение резерва (АВР) автоматическое повторное включение (АПВ) автоматическое регулирование возбуждения (АРВ) и устройство форсирования возбуждения синхронных двигателей автоматическая частотная разгрузка (АЧР) и др.
Для быстрейшего восстановления нормальной работы предприятий должны быть приняты меры к обеспечению самозапуска электродвигателей после кратковременных перерывов питания или глубокой посадки напряжения где это необходимо по условиям технологии и допустимо с точки зрения безопасности людей и оборудования.
Средства телемеханики -- телеуправление телесигнализация и телеизмерение -- применяются в зависимости от требований к централизации управления повышению оперативности управления оборудованием быстроте ликвидации ненормальных режимов и т. п.
Все уставки релейных защит проверены на чувствительность в условиях минимального режима при существующей схеме электроснабжения.
Находящиеся в эксплуатации устройства релейной защиты электроавтоматики и телемеханики постоянно включены в работу за исключением тех устройств которые по принципу действия выводятся из работы при отключении оборудования.
Ввод и вывод из работы устройства релейной защиты электроавтоматики и телемеханики на оборудовании находящемся в ведении вышестоящего дежурного персонала производится только с его разрешения.
Аварийная и предупредительная сигнализация всегда готова к действию.
Особое внимание обращено на контроль наличия оперативного тока исправность предохранителей и автоматов во вторичных цепях и контроль исправности цепей управления выключателями.
При наличии быстродействующих основных защит в том числе защит шин все операции включения линий шин и оборудования после ремонта и после длительного нахождения без напряжения а также операции переключения разъединителями производятся при введении в действие этих защит;
Вновь смонтированные устройства релейной защиты электроавтоматики и телемеханики перед вводом в работу проходят наладку и приемные испытания.
При проведении работ специализированной наладочной организацией приемку выполненных работ производит обслуживающий данные устройства персонал.
Разрешение на ввод устройства в работу оформляется записью в журнале релейной защиты электроавтоматики и телемеханики с подписями представителей данного предприятия (или вышестоящей организации) и наладочной организации если последняя производила наладку этого устройства.
В случае когда на предприятии нет специально обученного по обслуживанию устройства РЗА и Т персонала приемку работ у специализированной организации производит специалист от вышестоящей организации. Он же дает разрешение на ввод устройства РЗА и Т в эксплуатацию.
При сдаче в эксплуатацию устройств релейной защиты электроавтоматики телемеханики и вторичных цепей сдаётся следующая документация:
проектная документация скорректированная при монтаже и наладке (чертежи пояснительные записки кабельный журнал и т. п.) -- монтажной организацией;
заводская документация (инструкция паспорта оборудования и аппаратуры и т. д.) -- монтажной организацией;
протоколы наладки и испытаний и исполнительные принципиально монтажные (или принципиальные и монтажные) схемы -- наладочной организацией или лабораторией предприятия.
На предприятии на каждое присоединение или устройство релейной защиты электроавтоматики и телемеханики находящееся в эксплуатации имеется следующая техническая документация:
паспорт-протокол устройства;
инструкция по эксплуатации для персонала лаборатории (по каждому типу устройства);
данные о чувствительности и селективности -- в виде таблиц карт уставок и характеристик для реальных режимов работы электросети.
Реле аппараты и вспомогательные устройства релейной защиты электроавтоматики и телемеханики за исключением тех уставки на которых изменяются оперативным персоналом могут вскрываться только обслуживающим устройства РЗА и Т персоналом или оперативным персоналом по его указанию -- с записью в оперативном журнале.
Средства индивидуальной защиты (СИЗ) применяются в тех случаях когда безопасность работ не может быть обеспечена конструкцией оборудования организацией производственных процессов архитектурно-планировочным решением и средствами коллективной защиты.
Таким образом СИЗ должны быть последний рубежом обороны здоровья работника. На практике мы видим что работодателю выгоднее закупить средства индивидуальной защиты чем улучшать условия труда.
Следует помнить что СИЗы не устраняют вредные производственные факторы. Они только уменьшают их воздействие на работника. К тому же постоянное использование некоторых СИЗ само может негативно сказаться на здоровье человека. (Попробуйте походить весь день в противогазе). Или мешают при работе (ограничивают обзор мешают удержанию инструмента итд) в результате чего рабочим свойственно пренебрегать использованием СИЗ.
Если работник отказывается использовать СИЗ работодатель имеет право отстранить его от работы и наложить взыскание.
В данной выпускной квалификационной работе разработана двухтрансформаторная подстанция 11010 кВ.
В ходе выполнения работ проанализировал и выбрал структурную схему подстанции. Подстанция питает потребителей среди которых есть потребители относящиеся к I-й категории по надёжности электроснабжения следовательно количество трансформаторов на подстанции не может быть меньше двух иначе при аварии или плановом ремонте трансформатора потребители останутся без электроснабжения. Установка трёх трансформаторов хотя и повышает надежность но приводит к сильному увеличению расходов на постройку подстанции и её эксплуатацию.
Так же выбрал главную схему электрических соединений.
Выбор схемы является важным этапом так как от ее выбора зависит надежность работы электроустановки ее экономичность должна обеспечить безопасное обслуживание и возможность расширения.
Были выбраны 2 силовых трансформатора ТДН мощность трансформатора на подстанции должна быть такой что при выходе из работы одного трансформатора второй смог взять на себя всю нагрузку.
Рассчитал токи короткого замыкания в точках К1и К2.
Расчет проводился в именованных единицах.
Так же выбраны трансформаторы тока и напряжения
Выбраны выключатели
Выбрали комплектно распределительное устройство 10 кВ
Для установки на проектируемой ПС выбираем комплектное распределительное устройство внутренней установки КРУ К-59.
Рассчитаны технико-экономические показатели подстанции.
Рассмотрены вопросы охраны труда для обеспечения безопасных работ по обслуживанию действующих электроустановок.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАНЫХ ИСТОЧНИКОВ
Федеральный закон таблица от 26.03.2003 г. N 35-ФЗ «Об ниже электроэнергетике»
Федеральный закон после от 23.11.2009 г. № 261-ФЗ «Об источников энергосбережении и о повышении определенном энергетической эффективности коэффициент и о внесении изменений удовлетворяет в отдельные законодательные сторонних акты РФ» (с коэффициент изменениями и дополнениями)
Постановление Правительства РФ от 16.02.2008 года № 87 «О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию (с изменениями на 21 апреля 2018 года)»
Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок (Приказ Министерства труда и социальной защиты РФ 24.07.2013 N 328н (с изменениями на 19 февраля 2016 года)).
ГОСТ 2.701-2008. Единая система конструкторской документации. Схемы. Виды и типы. Общие требования к выполнению.
ГОСТ 2.702-2011 Единая система конструкторской документации. Правила выполнения электрических схем.
ГОСТ 12965-85 Трансформаторы силовые масляные общего назначения классов напряжения 110 и 150 кВ.
ГОСТ 32144-2013 Электрическая производителем энергия. Совместимость значение технических средств пусковой электромагнитная. Нормы разработанные качества электрической глубиа энергии в системах обнаруженного электроснабжения общего сторонних назначения.
ГОСТ 12.1.030-81* ССБТ «Электробезопасность. Защитное усиления заземление. Зануление».
ГОСТ 12965-85 Трансформаторы силовые масляные общего назначения классов напряжения 110 и 150 кВ. Технические условия (с Изменением N 1 2 3)
ГОСТ 30323-95. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета электродинамического и термического действия тока короткого замыкания.
ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.
Правила участка устройства электроустановок – 7-е таблица изд. 2003г.
Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для студ.проф.образования Л.Д. Рожкова Л.К. Карнеева Т.В.Чиркова.- 5-е изд. стер.-М.:Издательский центр «Академия»2008.-448с.
Электротехнический справочник: Т.2. Электротехнические изделия и устройства Под ред. И.П. Орлова. – М.: Эиергоатомиздат I986. – 712 с.
Электронные ресурсы:

РЗА 3.dwg

Вновь вводимое оборудование
Существующее оборудование
ТВТ-110 600-400- 300-2005
Цепь запрета АПВ секционного выключателя 35 кВ
В шкав управления выключателем Q1(2) 110 кВ
Релейная защита трансформатора Т1 (Т2)
Шинки опера- тивных цепей
Отключение выключателя Q1(2)
Дифференциальная защита трансформатора
защита от перегрузки обмотки ВН
контроль тока автоматики охлаждения трансформатора
контроль тока автоматики РПН
защита от перегрузки обмотки НН1
защита от перегрузки обмотки НН2
контроль тока автоматики охлаждения трансформатора (Резерв)
Схема цепей напряжения 10 кВ
Пусковой орган напряжения МТЗ НН
Пусковой орган напряжения МТЗ ВН
Схема цепей напряжения 110 кВ
Выходные цепи терминала
Запрет АПВ выключателя Q1(2)
Пуск УРОВ выключателя Q1(2)
Отключение выключателя Q3(4)
Отключение секционного выключателя Q5 от защит 1(2)Т
Запрет АПВ секционного выключателя Q5
Пуск УРОВ секционного выключателя Q5
В цепь телемеханики
В шкав автоматики РПН Т1(2)
В шкаф обдува трансформатора Т1(2)
В шкав управления секционным выключателем Q5 10 кВ
Срабатывание защиты
В цепь трансформатора Т2(Т1)
Неисправность защиты
Сигнальные лампы шкафа
Неисправность оперативного тока
Неисправность оперативного тока
Запрет АПВ выключателя Q3(4)
Пуск УРОВ выключателя Q3(4)
Блокировка РПН Т1(2) по току
Пуск обдува трансформатора Т1(2)
В шкав управления выключателем Q3(4) 10 кВ
TA21..TA23 (ТА27..ТА29)
ДП 13.02.03.2020.12.01.03.00.00.СБ
ДП 13.02.03.2020.12.01.03.00.00.СБ
от ПС "Западная" с установкой КРУ-6кВ
Западная с введением IV секции