Электроснабжение Темкинского района Смоленской области

Охрана труда.dwg

ДП.10.46.07.140211.ОТ
Наименование коэфициента травматизма
Коэфициент частоты травмотизма Кч=Нх1000С
Коэфициент тяжести травмотизма Кт=РН
Коэфициент несчастных случаев с выходом на инвалидность и сосмертельным исходом Кис=Т1000N
Анализ травматизма на предприятии за 7 лет
Датчик задымленности
Сигнализирующая величина
информационный носитель
Информационная характеристикафункциональных узлов пожарной сигнализации
Принципиальная схема устройства пожарной сигнализации
при повышении температуры
изменяется его сопротивление
что в последствии сигнализируется;
реагирует на освещенность
при задымлении сигнализирует об этом;
балансирует мостовые схемы;
устройство сравнивающее входные сигналы.Если они одинаковы
логический элемент элемент И-НЕ
предназначенный для формирования воздействия на сигнальную лампу;
Кафедра Элестроснабжения

Раздел 1 (рамка).docx

Подсчет электрических нагрузок
электрифицируемого района.

раздел 4 сп. вопр.docx

4.1 Классификация сельскохозяйственных потребителей по надёжности электроснабжения
Потребители первой категории
Животноводческие комплексы и фермы:
по производству молока на 400 и более коров;
по выращиванию и откорму молодняка КРС на 5 тыс. и более голов в год;
по выращиванию нетелей на 3 тыс. и более ското-мест;
площадки по откорму КРС 5 тыс. и более голов в год;
комплексы по выращиванию и откорму 12 тыс. и более свиней в год.
по производству яиц с содержанием 100 тыс. и более кур-несушек;
мясного направления по выращиванию 1 млн и более бройлеров в год;
хозяйства по выращиванию племенного стада кур на 25 тыс. и более голов а также гусей уток и индеек 10 тыс. и более голов.
Потребители второй категории
животноводческие и птицеводческие фермы с меньшей производственной мощностью чем указано ранее для потребителей первой категории;
тепличные комбинаты и рассадные комплексы;
кормоприготовительные заводы и отдельные цеха при механизированном приготовлении и раздаче кормов;
картофелехранилища вместимостью более 500 т с холодоснабжением и активной вентиляцией;
холодильники для хранения фруктов вместимостью более 600 т;
инкубационные цеха рыбоводческих хозяйств и ферм.
Перечень электроприемников второй категории не допускающих перерыва в электроснабжении более 05 ч
Комплексы и фермы молочного направления
Системы: доения коров в стойлах и в доильных залах рабочего освещения в доильных залах промывки молокопроводов и подогрева воды локального обогрева телят облучения телят дежурного освещения в родильном отделении.
Свиноводческие комплексы и фермы
Отопительно-вентиляционные системы в свинарниках-откормочниках и свинарниках для поросят-отъемышей.
Системы: поения птицы локального обогрева цыплят в первые 20 дней вентиляции в птичниках с напольным и клеточным содержанием инкубации яиц и вывода цыплят сортировки яиц и цыплят транспортировки обрезки клювов и освещения инкубатория цеха убоя санитарно-убойного пункта котельных в том числе мазутного хозяйства насосной оборотного водоснабжения котельной и птицебойни станции перекачки конденсата градирни хлоратор- ной станции обезжелезивания канализационной насосной станции насосной 1-го и 2-го подъемов.
Для всех предприятий
Установки для тушения пожаров котельные с котлами высокого и среднего давления.
Для потребителей I категории. Перерыв в электроснабжении этих электроприемников допустим только на время автоматического восстановления питания.
Для потребителей II категории допустимая частота отказов за год разная в зависимости от групп электроприемников различающихся по допустимой продолжительности перерывов :
Для электроприемников III категории ( ≤ 24 ч) = 3 отказа в год.
3 Средства и мероприятия по повышению надежности электроснабжжения.
Они могут быть различные. Это связано с одной стороны с получением экономического эффекта в первую очередь за счет уменьшения ущерба от перерывов в электроснабжении с другой стороны — с дополнительными затратами на сами средства. Поэтому повышение надежности электроснабжения наиболее целесообразно до определенного оптимального уровня при котором достигается максимальный суммарный экономический эффект с учетом обеих составляющих.
Средства и мероприятия по повышению надежности электроснабжения подразделены на две группы — организационно-технические и технические.
К организационно-техническим мероприятиям отнесены следующие.
Повышение требований к эксплуатационному персоналу в том числе повышение требований к производственной дисциплине и квалификации персонала.
Рациональная организация текущих и капитальных ремонтов и профилактических испытаний в том числе совершенствование планирования ремонта и профилактических работ механизация ремонтных работ ремонт линий под напряжением.
В отношении ремонта линий под напряжением можно отметить следующее. В сельских электрических сетях его практически ранее не применяли. В то же время в сетях других назначений в том числе напряжением выше 110 кВ этот вид ремонта используют и обеспечивают значительное уменьшение перерывов в электроснабжении.
Рациональная организация отыскания и ликвидации повреждений в том числе за счет совершенствования поиска повреждений и использования специальной аппаратуры; специализированного автотранспорта; диспетчеризации телемеханизации радиосвязи и др.; механизации работ по восстановлению линий.
Обеспечение аварийных запасов материалов и оборудования. Следует стремиться к оптимальному объему этих запасов так как излишние запасы связаны с омертвлением капитальных вложений а их недостаток может привести к затягиванию восстановительных работ.
К техническим средствам и мероприятиям по повышению надежности электроснабжения отнесены следующие.
Повышение надежности отдельных элементов сетей в том числе опор проводов изоляторов различного линейного и подстанционного оборудования.
Сокращение радиуса действия электрических сетей. Воздушные электрические линии-наиболее повреждаемые элементы системы сельского электроснабжения. Число повреждений растет примерно пропорционально длине линий.
В последние годы проведена значительная работа в системе сельского электроснабжения по разукрупнению трансформаторных подстанций и сокращению радиуса действия сетей который для линий напряжением 10 кВ в ближайшее время повсеместно должен быть снижен до 15 км а в дальнейшем - примерно до 7 км как это принято во многих зарубежных странах.
Применение подземных кабельных сетей.
Значительные преимущества перед воздушными линиями имеют подземные кабельные. Они короче воздушных так как их не нужно прокладывать по обочинам полей севооборотов а можно вести кратчайшим путем. При этом полностью устраняются помехи сельскохозяйственному производству. Основное преимущество кабельных линий - их высокая надежность в эксплуатации. Полностью исключаются повреждения линий от гололеда и сильных ветров существенно снижаются аварии от атмосферных перенапряжений. Число аварийных отключений снижается в 8 10 раз. Однако продолжительность ликвидации аварий на кабельных линиях при современном уровне эксплуатации примерно в 3 раза больше так как сложнее найти место повреждения и приходится проводить земляные работы по вскрытию траншеи. Но используя специальные приборы можно ускорить отыскание повреждений.
Особенно существенно что капитальные вложения на кабельные линии при прокладке кабелеукладчиками практически одинаковы при современных ценах на кабели.
Благодаря перечисленным преимуществам кабельные линии напряжением 10 кВ признаны весьма перспективными для развития сельских электрических сетей.
Применение самонесущих изолированных проводов в воздушных линиях напряжением 038 10 кВ надежность которых значительно выше неизолированных.
Сетевое и местное резервирование.
. Сельские электрические сети работают в основном в разомкнутом режиме т. е. они обеспечивают одностороннее питание потребителей. Используя такой режим удается снизить значение то ков короткого замыкания потери мощности в сетях; облегчить поддержание требуемых уровней напряжения на подстанциях и т. п. Однако надежность электроснабжения потребителей при этом ниже чем при замкнутом режиме т. е. при двухстороннем питании потребителей. В качестве резервного источника может быть использована линия электропередачи от другой подстанции (или от другой секции шин двухтрансформаторной подстанции). Такое резервирование называют сетевым. Однако особенно в районах с] повышенными гололедно-ветровыми нагрузками возможно пой вреждение обеих линий и прекращение подачи энергии. Более неЯ зависимый второй источник — резервная электростанция (мест-f зельные электростанции небольшой мощности.
Автоматизация сельских электрических сетей в том числе совершенствование релейной защиты использование автоматического повторного включения (АПВ) автоматического включения резерва (АВР) автоматического секционирования устройств автоматизации поиска повреждений автоматического контроля ненормальных и аварийных режимов телемеханики.
В Российском объединении Сельэнергопроекг (ОАО «РОСЭП») разработаны Методические рекомендации по обеспечению нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей.
4 Оценка надежности схем электроснабжения.
Зная нормированную частоту отказов можно определить допустимое время отключенного состояния потребителей II категории надежности - это от 015 до 92 чгод.
Ниже приведена оценка годового времени перерыва электроснабжения потребителей для существующих схем электроснабжения.
Схемы электроснабжения:
а - с одной ВЛ 35 110 кВ и одним трансформатором на РТП; б - с двумя ВЛ 35 110 кВ и двумя трансформаторами на РТП
Рассматриваются два варианта схемы: схема а - один трансформатор на подстанции 35 11010 кВ и одна линия 35 или 110кВ; схема б - два трансформатора на подстанции 35 11010 кВ и две линии 35 110кВ.
Недоотпуск электроэнергии из-за отказов и плановых отключений при последовательном соединении элементов системы электроснабжения:
Время перерыва в год из-за аварийных и плановых отключений для системы электроснабжения 11010038 кВ с одной линией 110 кВ и одним трансформатором 11010 кВ (последовательное соединение элементов СЭС)
При параллельном соединении части элементов системы электроснабжения
где – частота аварийного отключений элементов схему [для линий – (км*год)-1 для трансформаторов – год-1]; – продолжительность одного отказа ч; - коэффициент учитывающий меньшую тяжесть плановых отключений ; - время перерыва электроснабжения за год из-за планового отключения ч.
Данные о частоте отказов их продолжительности и причинах отказов собирают на предприятиях электрических сетей а затем компонуют анализируют и получают среднестатистические данные по областям регионам и стране в целом.
В таблице даны сведения о показателях надежности для центральных районов России.
Среднестатистические показатели надежности элементов схем электроснабжения центральных районов России
ВЛ 110кВ (на 100 км)
РТП 10010 кВ (два трансформатора)
РТП 3510 кВ (два трансформатора)
ТП 1004 кВ (два трансформатора)
ТП 1004 кВ (один трансформатора)
По официальным сведениям время перерыва электроснабжения за год в России составляет 70 100 ч.
В таблице 1.7 приведены результаты расчетов времени перерыва в электроснабжении сельскохозяйственных потребителей питающихся по системе электроснабжения 11010038 и 3510038 кВ рассчитанные по среднестатистическим данным показателей надежности.
Т=Тпл+ТРТП+ТВЛ 10+ТТП+ТВЛ 038
где ТПЛ ТВЛ10. ТВЛ038 время перерыва из-за отказов и плановых отключений из-за питающей распределительной BJI 35 11010038 кВ; ТРТП ТТП - время перерыва из-за отключений районных трансформаторных подстанций 35 110 10 кВ и 1004 кВ
Расчет проводят по удельной продолжительности отключений полученных специально для сельских сетей.
Продолжительность аварийных и плановых отключений
Удельноя продолжительность отключений
Условное обозначение
однотрансформаторная
двухтрансформаторная
Потребительская подстанция
Время перерыва электроснабжения потребителей за год
систем электроснабжения 11010 и 3510 кВ (параметры ВЛ:
LВЛ110 =50 км LВЛ35 =40 км LВЛ10 =30 км LВЛ1038 =05 км)
Схемы электроснабжения
0100.38 кВ (одна ВЛ 110 кВ один трансформатор 11010 кВ)
0100.38 кВ (две ВЛ 110 кВ два трансформатор 11010 кВ)
100.38 кВ (одна ВЛ 35 кВ один трансформатор 3510 кВ)
100.38 кВ (две ВЛ 35 кВ два трансформатор 3510 кВ)
Примечание. ТП.Л = αП.Л LП.Л; Тр.л = αр.л Lр.л; ТВЛ 038 = αВЛ 038 LВЛ 038;
Самый ненадежный элемент - воздушные линии 10 кВ поэтому для них применяют специальные средства повышения надежности такие как секционирующие выключатели (более современные — реклоузеры) которые делят BJI 10 кВ на секции линейные разъединители позволяющие ограничивать место повреждения после отключения выключателя приборы поиска и обнаружения повреждения в сетях 10 кВ.
Нормы надежности удается обеспечить применяя все средства и мероприятия в комплексе.
На подстанциях питающих ответственных потребителей I и II категорий устанавливают два трансформатора.
Электроснабжение резервируют с помощью пунктов АВР по линиям 10 кВ от соседних подстанций или от другой секции шин данной районной трансформаторной подстанции. Желательно чтобы кроме сетевого резерва имелась резервная дизельная электростанция для этих потребителей.
Для выбора количества секционирующих пунктов и устройств автоматического включения резервного питания (АВР) служат номограммы. По оси абсцисс откладывают суммарную длину воздушной линии (BJI) 10 кВ км а по оси ординат - суммарную активную мощность ВЛ 10 кВ Р кВт
Номограмма (график) для определения числа устройств автоматического секционирования и резервирования в линии 10кВ отходящих от двухтрансформаторной РТП с двух сторонним питанием
Место установки секционирующего выключателя (СВ) выбирают между точками одна из которых делит линию на равные части по длине а вторая — на равные части по нагрузке.
На всех линиях 10 кВ устанавливают линейные разъединители на магистрали через каждые 35 км (включая ответвления) а на отпайках —при длине более 25 км. Возле каждого линейного разъединителя следует устанавливать указатели короткого замыкания (УКЗ) для определения направления поиска. Каждая линия 10 кВ должна быть оснащена устройством автоматического повторного включения (АЛ В) двукратного действия на головном и секционирующем выключателях устройством для дистанционного измерения расстояния до места короткого замыкания телесигнализацией положения головного участка секционирующего выключателя и выключателей пункта АВР.
5 Выбор средств повышения надежности при проектировании
Схемы сетей 10 кВ нужно строить по магистральному принципу: к магистралям по которым осуществляют взаимное резервирование линий кроме ТП обычного типа присоединяю опорные трансформаторные подстанции 10038 кВ (ОТП). Они представляют собой ТП 10038 кВ как правило в закрытом исполнении с развитым РУ 10 кВ предназначенным для присоединения радиальных линий 10 кВ автоматического секционирования и резервирования магистрали размещения устройств автоматики и телемеханики. ОТП устанавливают у потребителей I категории или на хозяйственных дворах центральных усадеб хозяйств если на линии требуется установка секционирующего выключателя.
Схемы присоединения ТП напряжением 10038 кВ питающих потребителей I категории:
а и б - возможные варианты; ИП - источник питания (35 11010 кВ); СВ - секционирующий выключатель; АВРС - сетевое АВР; ОТП - опорная ТП
На рисунке а приведена одна из возможных схем ОТП а на рисунке б - вариант схемы присоединения ТП 10038 кВ питающих потребителей I категории. В узлах сети где будут сооружаться подстанции 35 11010 кВ можно устанавливать распределительные пункты 10 кВ. Взаимно резервирующие линии должны иметь по возможности 10 кВ а если имеются потребители I категории без местного резервирования то обязательно - сетевой резерв от независимого источника питания и оснащаться секционирующими аппаратами - выключателями и разъединителями. Магистральную часть этих вновь сооружаемых или
реконструируемых линий рекомендуется выполнять сталеалюминевым проводом одного сечения не менее 70 мм2. Линию 10 кВ как правило обеспечивают только одним сетевым резервом от независимого источника питания. ТП 10038 кВ присоединенные к магистрали ответвлениями следует по возможности переводить на питание от шин 10 кВ ОТП (РП).
На трансформаторных подстанциях напряжением 10038 кВ в большинстве случаев устанавливают трансформаторы мощностью 25 630 кВ*А. При наличии потребителей I категории предусматривают двухтрансформаторные ТП. Их целесообразно присоединять к линии 10 кВ по схеме «заход - выход» (см. рис. выше). Для электроснабжения потребителей II категории с расчетной нагрузкой 120 кВт и более применяют схему с двухсторонним питанием ТП 10038 кВ
Схемы присоединения ТП 10038 кВ с расчетной нагрузкой 120 кВт и более питающих потребителей II категории:
а и б— возможные варианты
Допускается присоединять ТП с нагрузкой меньше 120 кВт к линии 10 кВ ответвлением если длина не- резервируемого участка линии 10 кВ (повреждение которого приводит к перерыву в электроснабжении на время ремонта линии) не более 05 км. Для питания потребителей II категории с нагрузкой 250 кВт и более следует применять двухтрансформаторные ТП 10038 кВ. При меньшей нагрузке применяют как правило однотрансформаторные подстанции.
ТП 10038 кВ нужно проектировать с применением комплектных трансформаторных подстанций (КТП) заводского изготовления наружной установки.
Более надежные но дорогие ТП закрытого типа рекомендуется применять в следующих случаях: для электроснабжения потребителей I категории при суммарной мощности трансформаторов 250 кВ*А и более; со сложными схемами распредели тельных устройств к которым присоединяется более двух линий 10 кВ; в условиях стесненной застройки поселков городского типа центральных усадеб хозяйств; в районах с холодным климатом (t -40 °С) или с загрязненной атмосферой (III стен пени и более) или со значительным снежным покровом (более 2 м).
Трансформаторы 1004 кВ применяют с переключением ответвлений без возбуждения. При соответствующем обосновании и наличии оборудования можно применять трансформаторы с РПН на крупных животноводческих комплексах.
Наиболее часто применяют ТП 10038 кВ с воздушными вводами 10 кВ. В отдельных случаях мелкие нагрузки могут питаться от однофазных трансформаторов мощностью 5 и 10 кВ А присоединяемых к двухпроводным ответвлениям от линий 10 кВ.
Мощность трансформаторов на однотрансформаторных подстанциях выбирают по экономическим интервалам нагрузки при работе в нормальном режиме с учетом допустимых систематических перегрузок. При возможных дополнительных нагрузках в послеаварийном режиме выбранный трансформатор следует проверить на нагрузочную способность при этих условиях так же как при наличии короткозамкнутых асинхронных электродвигателей соизмеримой мощности - на условия их пуска.
При выборе мощности трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях учитывают условия их работы в нормальном и аварийных режимах.
ТП 10038 кВ от которых обычно отходят по три-четыре линии располагают в «центре тяжести» нагрузок или при наличии более крупных потребителей - вблизи них.
Схемы электрических сетей 038 кВ основывают на использовании радиальных нерезервируемых линий напряжением 038022 кВ отходящих от ТП 10038 кВ. Линии в большинстве случаев выполняют четырехпроводными с глухозаземленной нейтралью. При этом однофазные электроприемники на напряжение 220 В включают между фазным и нулевым проводами. При установке однофазных трансформаторов можно использовать трехпроходные линии напряжением 2 х 220 В с одним нейтральным проводом.
Электроснабжение электроприемников I категории должно осуществляться по двум отдельным линиям 038 кВ подключенным к независимым источникам питания. Выбранные по экономической плотности тока (по эквивалентному току магистрали линии) провода и кабели линий 038 кВ должны быть проверены: на допустимые потери напряжения в сети допустимые длительные токовые нагрузки по условию нагрева в нормальном и послеаварийных режимах (в основном для изолированных проводов и кабелей) обеспечение надежного срабатывания устройств защиты (предохранителей автоматических выключателей) пуск асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором.
Проводимость нулевого провода линий 038 кВ питающих преимущественно (более 50% по мощности) однофазные электроприемники а также животноводческие и птицеводческие фермы должна быть не менее проводимости фазного провода.
Число и места установки СПН в сетях 10 кВ выбирают следующим образом.
В первую очередь рассматривают СПН для потребителей I категории. Местное резервирование их целесообразно при условии
где рез длина резервной линии 10 кВ которую необходимо соорудить для местного резерва км; вых - длина магистрального участка линии 10 кВ который необходимо соорудить для осуществления схемы питания ОТП км
При условии рез вых + 05 км следует принять схему с ОТП и пунктом сетевого АВР на линии 10 кВ
Выбор способа резервирования потребителей I категории (вариант местного резервирования):
РРс — линейный разъединитель; АВРЧ — местное АВР; СВ— секционирующий выключатель; ВН— выключатель нагрузки
Выбор числа и мест установки автоматических коммутационных аппаратов (АКА) обеспечивающих нормативы надежности электроснабжения потребителей II и III категорий зависит от схемы подстанции 35 11010 кВ (одно- или двухтрансформатощ ная с одно- или двухсторонним питанием) суммарной длины 2 и расчетной нагрузки PL линии 10 кВ. При этом максимальная длина участка линии включая ответвления к которому присоединены эти потребители ограниченная АКА не должна превышая 12 км. Число АКА выбирают по номограммам одна из которым приведена на монограмме.
Откладывая на графике точку с координатами P и L определяют целесообразный набор секционирующих выключателей СВ автоматического АВРС или ручного с помощью разъединителя РРС сетевого резервирования. Номограмма предназначена для случая) когда к линии присоединен потребитель I категории с местным резервированием (при этом его нагрузку при определении PL не учитывают) или только потребители II и III категорий. Примерное место размещения устройства автоматического секционирования выбирают между точками одна из которых делит линию (участки линии) на равные части по суммарной длине а вторая -на равные части по нагрузке.
Во всех случаях линейные разъединители 10 кВ устанавливают на магистрали для ограничения длины участка линии по 35 км включая ответвления и на ответвлении при его длине более 25 км. Возле каждого линейного разъединителя следует устанавливать
указатели короткого замыкания (УКЗ). Каждая линия' 10 кВ должна быть оснащена: устройством двукратного АПВ (2АПВ) на головном и секционирующих выключателях устройством для дистанционного измерения расстояния до места к. з. (ДИ) на выключателе ввода 10 кВ подстанции 35 11010 кВ телесигнализацией (ТС) положения головного выключателя линий 10 кВ и наличия замыкания на землю в сети 10 кВ а также телесигнализацией положения СВ и выключателей пункта АВРС при ее экономической эффективности.
Пример выбора СПН на линии напряжением 10 кВ:
На рисунке показан один из примеров набора СПН на линии 10 кВ обеспечивающий нормативы надежности электроснабжения приведенный в рассматриваемых методических указаниях. Линия питается от двухтрансформаторной подстанции 11010 кВ имеющей двухстороннее питание. Линия резервируется от соседней подстанции. Суммарная длина линии = 372 км. К ней присоединены: комплекс по производству молока на 800 коров (ОТП6) — потребитель I категории; свинотоварные фермы (ТП-36) - потребители II категории с расчетными нагрузками 205 и 186 кВт; потребители III категории (ТП-27 28 29 31 32 33 35 37 и 38 ) с нагрузками соответственно 128 114 112 237 216 198 173 162 184 кВт. В первую очередь выбирают способ резервирования потребителя I категории. Так как условие рез вых + 05 км выполняется (рез = 45 км вых = 5 км) то целесообразно местное резервирование. По графикам монограмме (см. выше)
предназначенным для рассматриваемой схемы питания подстанции 10010 кВ при Рх - 1223 кВт (без учета нагрузок ОТП-34) и = 372 км определяют что необходимо установить пункт ЛВРс (ПАВР) и три пункта автоматического секционирования (ПАС). С учетом приведенных рекомендаций выбирают места установки ПАС1 (между точками А и Б) ПАС2 (между точками Б и С) ПАС3 (между точками С и Д) рассматривают линейные разъединители и УКЗ (на магистрали предполагают установку модернизированных УКЗ отстроенных от действия ABP) а также оснащают линию другими устройствами автоматизации.

раздел 1.doc

1.1 Характеристика электрифицируемого района.
Темкинский район расположен в юго-востоке части Смоленской области. Район расположен в равнинной местности. Потребителями электроэнергии являются коммунально-бытовые и производственные организации сельского хозяйства которые представлены хозяйствами мясомолочного направления разведения КРС. Данный район полностью электрифицирован но в связи с ростом электрических нагрузок необходима реконструкция системы электроснабжения связанная со строительством новой подстанции. Подстанция 11010 кВ мощностью 2х6300 кВА обслуживающая данный район питает потребители I II и III категории.
-во II районе по ветру т.е. давление ветра 400 Па (25 мс);
-во II районе по гололеду т.е. толщина стенки гололеда 10 мм;
Интенсивность гроз: 40 грозовых часов в год.
Расчетные температуры воздуха:
tмах= +35ос. tмин= -30ос tср= +5ос.
2. Источники электроснабжения. Напряжение питающих и распределительных сетей.
Электроснабжение района осуществляется от районной трансформаторной подстанции 11010 кВ. Питающие линии электропередачи 11010 кВ двух цепные выполненные проводом АС-95 протяженность линий 51 км и 55 км.
Распределительные сети 10 кВ выполнены проводом на магистрали АС-70 и АС 95а на ответвлениях АС-35. Трассы и протяженность указаны в схеме электроснабжения района.
Схема электроснабжения.
3. Определение расчетных электрических нагрузок потребителей. Количество трансформаторных подстанций и номинальные мощности трансформаторов в населенных пунктах.
Для предварительного выбора количества и мощности трансформаторных ПС 1004 кВ сначала определяем суммарную нагрузку населенного пункта.
Раздельно для дневной и вечерней нагрузки рассчитываем расчетные нагрузки для
расчетных групп потребителей: жилые дома коммунально-бытовые потребители производственные и уличное освещение. Для определения расчетной нагрузки группы потребителей используем коэффициенты одновременности а для определения суммарной нагрузки таблицы суммирования нагрузок.
Для определения вечерней нагрузки жилых домов используем следующую формулу:
где Pв1- удельная расчетная нагрузка эл. приемников жилых домов и квартир.
Потребление эл. энергии
Квартиры с плитами на природном газе
Квартиры с эл.плитами до 85кВт
Квартиры с эл.плитами от 85 до 105кВт
n- количество квартир
ко- коэффициент одновременности
кв- вечерний коэффициент; кв=1
Дневная нагрузка определяется как
где кдн- дневной коэффициент;
для жилых домов кдн=03÷04
Ниже приводится пример расчета электрических нагрузок для населенного пункта при этом дается карта населенного пункта и таблица с перечнем потребителей в нем. На карту наносятся трассы ВЛ 038 кВ места расположения трансформаторных пунктов. Другие населенные пункты рассчитываются аналогично.
Подставив значения в формулу получим:
для 2-х квартирных домов ( 5 домов)- ;
для 4-х квартирных домов (19 домов)- ;
для 6-ти квартирных домов(4 дома) - ;
Суммарные нагрузки других групп потребителей рассчитываем следующим образом.
Нагрузки на вводе помещений принимаем типовыми. Затем сложив расчетные нагрузки определенной группы и умножив их на коэффициент одновременности получим:
расчетная нагрузка производственных потребителей.
К ним в данном населенном пункте относятся: коровник ремонтная мастерская холодильник для хранения фруктов теплица.
Расчетная нагрузка коммунально-бытовых потребителей.
К ним относятся: детские ясли дом культуры столовая школа магазин баня поликлиника.
В данном населенном пункте длина улиц с покрытием простейшего типа составляет 650 м а длина улиц и дорог с асфальто- бетонным покрытием-1450 м. Согласно нормам при ширине проезжей части 10 м для улиц второго типа удельная мощность равна 6 Втм а для улиц первого типа при ширине проезжей части 10 м –8 Втм. Тогда суммарная мощность на освещение улиц
Расчетная нагрузка наружного освещения площади при общей площади S=400 м2
Суммарная нагрузка наружного освещения
Сложив нагрузки отдельных групп потребителей с помощью таблицы суммирования нагрузок получим:
Тогда полная мощность для вечернего режима
Полная мощность для дневного режима равна
Так как расчетная мощность вечером больше чем днем то все остальные расчеты выполняем для режима вечерней нагрузки.
Определение расчетной нагрузки на трансформаторные подстанции
В соответствии с расположением ПС1004 кВ и питающихся от них потребителей принимаем что от каждой ПС отходят по три ВЛ 038 кВ.
ПС№1 Снабжает энергией 4-х и 6-ти квартирные дома баню поликлинику школу и магазин;
ПС№2- дом культуры ясли холодильник для хранения фруктов часть 6-ти квартирных домов 2-х квартирные дома.
ПС№3- столовую ремонтную мастерскую коровник котельную.
Нагрузки на участках принимаем по таблице суммирования нагрузок.
Определяем расчетную нагрузку на трансформаторную подстанцию (ТП№1)
Sрасч.вл1=117+67655 кВА
Sрасч.вл2=227+57+135+24=443 кВА
Определяем расчетную нагрузку на трансформаторную подстанцию (ТП№2)
По результатам расчета выбираем номинальные мощности трансформаторов на ПС.
Расчетные мощности отходящих ВЛ складываем с помощью таблицы суммирования нагрузок
Sрасчтп=655+295+354=1304 кВА
По таблице экономических интервалов для трансформаторов ПС 1004кВ выбираем трансформатор с Sном=160 кВА.
Для ПС №2 мощности отходящих ВЛ составляют: 722 кВА 490 кВА и 322 кВА. Sрасчтп=1258 кВА
Принимаем Sном=100 кВА.
Для ПС №3 мощности отходящих линий рассчитываются аналогично и соответственно равны: ВЛ1 Sрасч.вл1=602 кВА Sрасч.вл2=363 кВА Sрасч.вл3=377 кВА. Sрасчтп=1087 кВА
Мощность трансформатора принимаем Sном=100 кВА
Электрическая нагрузка населенных пунктов района электрофикации и распределение их по ВЛ-10 кВ
В таблице указана расчетная мощность населенных пунктов.
Количество и мощность трансформатора
Итого примерная мощность РТП 11010 кВ (расчетная)
SРТП= Sл4+Sл1+Sл2+Sл3+Sл5+Sл6+Sпром.пред.=
=1625+1138+981+1262+1270+761+1400=8437 кВА

спец вопрос.dwg

ДП.10.46.007.140211.ЭС
Кафедра электроснабжения
Животноводческие комплексы и фермы: по производству молока на 400 и более коров; по выращиванию и откорму молодняка КРС на 5 тыс. и более голов в год; по выращиванию нетелей на 3 тыс. и более ското-мест; площадки по откорму КРС 5 тыс. и более голов в год; комплексы по выращиванию и откорму 12 тыс. и более свиней в год. 2.Птицефабрики: по производству яиц с содержанием 100 тыс. и более кур-несушек; мясного направления по выращиванию 1 млн и более бройлеров в год; хозяйства по выращиванию племенного стада кур на 25 тыс. и более голов
уток и индеек 10 тыс. и более голов. Потребители второй категории 1.животноводческие и птицеводческие фермы с меньшей производственной мощностью
чем указано ранее для потребителей первой категории; 2. тепличные комбинаты и рассадные комплексы; 3.кормоприготовительные заводы и отдельные цеха при механизированном приготовлении и раздаче кормов; 4.картофелехранилища вместимостью более 500 т с холодоснабжением и активной вентиляцией; 5.холодильники для хранения фруктов вместимостью более 600 т; 6.инкубационные цеха рыбоводческих хозяйств и ферм. Перечень электроприемников второй категории
не допускающих перерыва в электроснабжении более 0
ч 1.Комплексы и фермы молочного направления Системы: доения коров в стойлах и в доильных залах
рабочего освещения в доильных залах
промывки молокопроводов и подогрева воды
локального обогрева телят
дежурного освещения в родильном отделении. 2.Свиноводческие комплексы и фермы Отопительно-вентиляционные системы в свинарниках-откормочниках и свинарниках для поросят-отъемышей. 3.Птицефермы Системы: поения птицы
локального обогрева цыплят в первые 20 дней
вентиляции в птичниках с напольным и клеточным содержанием
инкубации яиц и вывода цыплят
сортировки яиц и цыплят
обрезки клювов и освещения инкубатория
санитарно-убойного пункта
в том числе мазутного хозяйства
насосной оборотного водоснабжения котельной и птицебойни
станции перекачки конденсата
хлораторной станции обезжелезивания
канализационной насосной станции
насосной 1-го и 2-го подъемов. 3.Для всех предприятий Установки для тушения пожаров
котельные с котлами высокого и среднего давления
Классификация сельскохозяйственных потребителей по надёжности электроснабжения
Перерыв в электроснабжении этих электроприемников допустим только на время автоматического восстановления питания.
кВ*А Любая >> Более 120 120
WIII ( t 24 ч ) = 3 отказа в год
t - продолжительность отказа W - кол-во тказов в год
Оценка уровня надёжности электроснабжения для различныз схем питания
а - с одной ВЛ 35 110 кВ и одним трансформаторос на РТП
б - с одной ВЛ 35 110 кВ и двумя трансформатороми на РТП
Схема электроснабжения
один трансформатор 11010 кВ)
два трансформатора 11010 кВ)
один трансформатор 3510 кВ)
Время перерыва в электроснабжении за год систем электроснабжения (со средними длинами ВЛ 10
П р и м е ч а н и е. ТРТП - время перерыва из-за отключений РТП 35 11010 кВ; tпРТП - время перерыва из-за плановых отключений РТП 35 11010 кВ

раздел 2 недо конца.doc

2.1 Выбор места расположения подстанции 11010 кВ
Площадку для строительства РТП выбираем на незаселенной местности незатопляемой паводковыми водами в центре электрических нагрузок или вблизи него по возможности на небольшом расстоянии от населенного пункта автодороги железнодорожной станции. Площадка выбранная под строительство должна иметь инженерно- геологические условия допускающие строительство без устройств дорогостоящих заземлений и фундаментов под оборудование. Компоновка оборудования подстанции должна обеспечить простые и удобные подходы и выходы воздушных линий всех напряжений с минимальным числом пересечений удобные подъезды для передвижных средств и транспортировки и ремонта оборудования возможность дальнейшего расширения подстанции.
2. Выбор количества распределительных линий и их трас.
Трассы распределительных линий 10 кВ должны проходить вдоль проезжих дорог по границам полей полезащитных полос иметь по возможности наименьшую протяженность и занимать минимальную площадь пахотных земель. Направление трассы выбираем по возможности более прямолинейными но в то же время избегая прокладки в лесу по болотам и другим неудобным местам а также излишних переходов через другие линии дороги и прочие препятствия.
От РТП 11010 кВ получают питание 6 линий 10 кВ.
Суммарная длина магистрали по каждой ВЛ указаны в таблице.
3 Основные технические решения принятые при проектировании распределительных линий 10 кВ. Расчет линий 10 кВ.
Для обеспечения нормативного уровня надежности электроснабжения потребителей схемы электрических сетей должны строиться таким образом чтобы шины (секции шин РТП) U=10 кВ подстанции 110 кВ от которых осуществляется питание потребителей резервировали друг друга.
Схему сети 10 кВ строим по магистральному принципу: к магистралям линий 10 кВ по которым осуществляется взаимное резервирование линий присоединяются опорные трансформаторные подстанции 1004 кВ с развитым распределительным устройством предназначенным для присоединения радиальных линий 10 кВ устройств автоматики и телемеханики и распределительные пункты 10 кВ (РП).
Линии 10 кВ как правило обеспечиваются резервным питанием только от одного резервного источника питания. Следует иметь в виду что техническими ограничениями при расчете ВЛ 10 кВ являются требования надежности электроснабжения и качества электрической энергии по напряжению в соответствии с которыми провода на линиях 10 кВ должны быть сталеалюминиевыми причем сечение провода на магистрали должно быть не менее 70 мм2 а на отпайках- не менее 35 мм2. Кроме того отклонение напряжения у потребителей не должны превышать ±5 %.
Под расчетом линии понимается выбор сечений проводов в ней и дальнейший расчет максимальных потерь напряжения.
сечение проводов выбираем по эквивалентному току магистрали линии для этого определяем:
)Расчетные нагрузки участков линии при помощи добавок мощностей;
)Эквивалентную мощность передаваемую по магистрали
li-длина i-го участка
)Эквивалентный ток магистрали:
)Сечение провода на магистрали:
jэк -экономическая плотность тока равная 06 Амм2 что характерно для сельских районов и отличается от предлагаемого в ПУЭ значения.
Выбранное таким образом сечение провода на магистрали ВЛ 10 кВ корректируют по
требованиям надежности.
Полученные сечения проверяют по допустимой потере напряжения причем потери напряжения в проектируемой линии должны быть меньше или равны допустимой потере напряжения. Это означает что отклонения напряжения у потребителей питающихся от этой линии входят в пределы установленные ГОСТом (± 5 %)
)Потери напряжения в процентах определяем по формуле:
где S- полная мощность на участке линии кВА;
rо- удельное активное сопротивление 1км ВЛ 10 кВ Омкм;
хо- удельное реактивное сопротивление 1км ВЛ 10 кВ Омкм;
Uн- номинальное напряжение ВЛ.
)Максимальные потери напряжения в ВЛ 10 кВ рассчитываются путем суммирования потерь напряжения на участках от шин подстанции до самой удаленной ТП 1004 кВ.
Рассмотрим расчет линии 10 кВ на примере фидера №1
Расчетная схема фидера №1
Выбранное сечение корректируем по требованиям надежности магистрали
Выбираем на магистрали провод АС-70 (rо=042 Омкм; хо=0392 Омкм) а на отпайках АС-35
Остальные участки рассчитываются аналогично
Расчетная схема фидера №2
Расчетная схема фидера №3
Расчетная схема фидера №4
Расчетная схема фидера №5
Расчетная схема фидера №6
В результате расчета ВЛ 10 кВ получены следующие значения расчетных мощностей:
Sл1=1346 кВА Sл2=1172 кВА Sл3=1543 кВА Sл4=1625 кВА Sл5=1599 кВА Sл6=927 кВА
Суммарная мощность РТП 11010 равна:
SРТП= Sл4+Sл1+Sл2+Sл3+Sл5+Sл6+Sпром.пред.=
25+1138+981+1262+1270+761+1400=8437 кВА
4. Выбор сечений проводов ВЛ 110кВ
Сечения провода выбираем по экономической плотности тока с дальнейшей корректировкой по условиям механической прочности: для ВЛ 110 кВ минимальное сечение провода равно 95мм2 по алюминию. Экономическую плотность тока принимаем равной jэк=06 Амм2. Длина линии 110 кВ необходимой для присоединения проектируемой подстанции равна 15 км каждая. Суммарная передаваемая мощность по ним составляет 8437 кВА. На каждую линию 110 кВ в нормальном режиме приходится половина всей мощности т.е. 4219 кВА. Сечение провода в ВЛ 110 кВ рассчитываем по формуле
Подставив значение тока получим
Принимаем провод АС 95
Потери напряжения в ВЛ 110кВ питающую подстанцию 11010кВ определяем по формуле
где roxo- удельные сопротивления проводов для провода АС 95 ro=031Омкм xo= 0433 Омкм
Подставив значения в формулу получим
5 Поправочный расчет питающих ВЛ-110 кВ
Поправочный расчет питающих ВЛ110 кВ состоит в определении точки токораздела в
замкнутой сети в нормальном режиме а также потери напряжения в нормальном и аварийном режимах.
Схема питающей сети имеет вид
Предполагаем что замкнутая сеть выполнена одинаковым сечением провода нагрузки S1 S2 S3 имеют одинаковый сosφ а напряжения источников А и В равны по величине и по фазе. Тогда
Мощности на остальных участках линии определяем по первому закону Кирхгофа.
Точка 2 является точкой токораздела
Сечение проводов на участках ВЛ 110 кВ
Аналогично считаем сечения и на других участках.
F1-2=201 мм2 Принимаем АС 95
F2-3=202 мм2 Принимаем АС 95
F3-В=334 мм2 Принимаем АС 95
Потери напряжения от источника до точки присоединения проектируемой подстанции.
UА-2=UА-1+U1-2=05+046=096 кВ
Потеря напряжения от источника А до проектируемой подстанции в нормальном режиме
UА-ПТП%= (UА-2+U)Uн=(096+024)110=0012 или 12 % от номинала
Потеря напряжения от источника В до подстанции в нормальном режиме должна равняться потере напряжения от источника А до подстанции
UВ-РТП= (U +U2-3+U3-В)=024+045+061=13 кВ
Определяем потери напряжения в сети 110 кВ в аварийном режиме при обрыве провода на самом загруженном участке то есть на участкеА-1
Расчетная схема аварийного режима
При расчете нормального режима принимался одинаковый (средневзвешенный коэффициент) cosφ для всех нагрузок.
В аварийном режиме распределение всех мощностей по участкам линий рассчитано с
учетом фактических cosφ нагрузок мощность представлена в комплексном виде.
Потери напряжения в сети 110 кВ от источника В до точки 1 равны:
UВ-1= U1-2+U2-3+UВ-3
Тогда UВ-1= 068+139+135=34кВ UВ-1%=31%
Подставив значения получим что
UВ-РТП= 274 кВ или в процентах UВ-РТП%= 249 %
Потери напряжения в трансформаторе РТП
В нормальном режиме максимальная нагрузка на один трансформатор равна 4219 кВА
rT xT- активное и реактивное сопротивление трансформатора равные
в аварийном режиме Imax= 442 кА
UТ%кВ (нормальный режим)
UТ%кВ (аварийный режим)
6. Проверка отклонений напряжения у потребителей
Одной из задач системы электроснабжения является обеспечение качества электроэнергии у потребителей. Показатели качества электроэнергии регламентируются ГОСТом 13109-87. В системах электроснабжения сельских районов можно влиять на напряжение у потребителей отклонения которого от номинального допускаются ±5 % в нормальном режиме и ±10 %- в аварийном. Составляя баланс потерь и надбавок напряжения с учетом всех элементов схемы начиная от источника до потребителей и выбирая оптимальные надбавки напряжения на трансформаторах определяем значения допустимых потерь напряжения в линиях 10 и 038 кВ. Данный расчет проводим в таблице отклонения напряжения. В таблицу заносим все элементы схемы начиная от источника энергии; рассматриваем ближайший и удаленный ТП 1004 кВ в режимах максимальных нагрузок. Заносят известные потери и надбавки напряжения элементов схемы а также гостированные отклонения напряжения у потребителей. Принимаем что устройства регулирования напряжения на ПС 11010 кВ обеспечивают на шинах 10 кВ напряжение не ниже 105 % номинального в период наименьших нагрузок и не выше 100 % номинального в период наименьших. При составлении таблицы учтены нерегулируемые напряжения трансформаторов 1004 и потери напряжения в них.

Содержание.doc

Раздел 1. Подсчет электрических нагрузок электрифицируемого района8
1. Характеристика электрифицируемого района9
2. Источники электроснабжения.
Напряжение питающих и распределительных сетей9
3. Определение расчетных электрических нагрузок потребителей
Количество трансформаторных подстанций (ТП)
и номинальные мощности трансформаторов в населенных
Раздел 2. Расчет электрических сетей.17
1. Выбор места расположения РТП 11010 кВ.18
2. Выбор количества распределительных линий и трасс.18
3. Основные технические решения принятые при проектировании
распределительных линий 10 кВ.19
4. Выбор сечений проводов ВЛ- 110 кВ.27
5. Проверочный расчет питающих ВЛ 110 кВ.27
6. Проверка отклонений напряжения у потребителя.31
7. Выбор средств повышения надежности: количества и мест
установкикоммутирующих аппаратов в сетях 10 кВ.33
Раздел 3. Проектирование электрической части РТП.35
1. Выбор главной схемы электрических соединений.36
2. Расчет токов короткого замыкания (к.з.).36
3. Выбор электрических аппаратов 43
4. Релейная защита подстанции 11010 кВ.47
4.1. Общие сведения.47
4.2. Защита отходящих линий 10 кВ.47
4.3. Расчет МТЗ линий 10 кВ.48
4.4. Расчет МТЗ действующей на СВ.50
4.5. Расчет МТЗ трансформатора.52
4.6. Дифференциальная защита трансформатора.54
4.7. Защита от перегрузки.57
4.8. Газовая защита.58
5. Защита подстанции от перенапряжений.58
6. Защита подстанции от прямых ударов молнии.59
7. Расчет молниеотвода.59
8. Автоматизация электрических сетей.60
8.1. Автоматическое повторное включение линий.60
8.2. Автоматическое включение резервного питания.61
Раздел 4 Специальный вопрос.64
1 Классификация сельскохозяйственных потребителей по
надёжности электроснабжения65
2 Нормы надёжности66
3 Средства и мероприятия по повышению надежности
электроснабжжения.66
Оценка надёжности схем электроснабжения68
5 Выбор средств повышения надежности при проектировании73
Раздел 5. Технико-экономическая часть.78
1. Определение капитальных вложений79
в проектируемую электрическую часть.79
2. Определение годовых эксплуатационных затрат по
проектируемой части.80
3. Технико-экономическая оценка проектируемой электрической
Раздел 6. Охрана труда.85
1. Общие вопросы по техники безопасности86
2. Расчет заземляющего устройства подстанции94
3. Пожарная сигнализация97
Раздел 7. Экология 100
«Влияние линий электропередач на окружающую среду»
Список использованной литературы 106
В данном дипломном проекте рассмотрены вопросы реконструкции Темкинского района Смоленской области. Электроснабжение района осуществляется на базе подстанции 11010 кВ. Выбор схемы электроснабжения осуществляется с учетом требований надежности электроснабжения. Произведен электрический расчет сетей 11010 кВ на минимум приведенных затрат. По результатам расчетов тока короткого замыкания выбраны электрические аппараты на подстанции. Произведен расчет релейной защиты подстанции и отходящих линий 10 кВ. Рассмотрены вопросы автоматизации и защиты от перенапряжения на подстанции.
Спецвопросом является тема: «Выбор средств повышения надёжности электроснабжения»
Также рассмотрены вопросы охраны труда экологии просчитана технико-экономическая часть.
Электрификация то есть производство распределение и применение электроэнергии во всех отраслях народного хозяйства и быта населения- один из важных факторов технического прогресса. На базе электрификации стала развиваться промышленность электроэнергия начала проникать в сельское хозяйство и транспорт.
Воздушными линиями электропередачи охвачены почти все сельские населенные пункты. Однако это не означает прекращение работ по их сооружению. Электрическая нагрузка в сельском хозяйстве непрерывно возрастает появляется необходимость в расширении линий.
Электроснабжение производственных предприятий и населенных пунктов в сельской местности имеет свои особенности по сравнению с электроснабжением промышленности и городов. Главная из них- это необходимость подводить электроэнергию к огромному числу сравнительно маломощных объектов рассредоточенных по всей территории страны.
Однако сейчас наблюдается некоторый спад производства в России и снижение потреблении электрической энергии в сельском хозяйстве. Кризис в стране со временем будет преодолен и начнется дальнейшее развитие и подъем всех отраслей сельского хозяйства.
Основными задачами сельского электроснабжения являются: обеспечение требуемых качеств электроэнергии надежности и экономичности электроснабжения.
Качество электрической энергии определяется стабильностью и уровнями частоты тока и напряжения потребителей а также степенью несимметрии и несинусоидальности (искажение формы кривой по сравнению с синусоидой) напряжений.
К числу важных задач сельского электроснабжения относятся поддержание требуемых уровней напряжения у потребителей.
Актуальность задач обеспечения надежного электроснабжения значительно возросла в последние годы в связи серьезными количественными и качественными изменениями сельскохозяйственных потребителей электроэнергии. Для повышения надежности электроснабжения могут быть использованы различные средства. Это связано с получением экономичного эффекта в первую очередь за счет уменьшения ущерба от перерывов в электроснабжении и с дополнительными затратами на сами средства. Поэтому повышение надежности электроснабжения наиболее целесообразно до определенно оптимального уровня при котором достигается максимальный суммарный экономический эффект с учетом обеих составляющих.
Повышение экономичности электроснабжения сельского хозяйства- большая комплексная задача. С ней тесно связаны задачи повышения качества электроэнергии и надежности электроснабжения. Поэтому рассмотренные выше мероприятия в большинстве случаев одновременно решают задачу повышения экономичности электроснабжения. Важное значение для ее решения имеют мероприятия по снижению потерь электроэнергии и ее рациональному использованию.
Целью дипломного проекта является решение всех задач связанных с электроснабжением сельскохозяйственного района от подстанции 11010 кВ.

Релейная защита.dwg

к измерительным приборам
Трехлинейная схема защиты пст. 11010 кВ
Кафедра электроснабжения
ДП.10.46.007.140211.ЭМ

карта района и пример.dwg

Карта-схема электрифицируемого района
Кафедра электроснабжения
ДП.10.46.007.140211.ЭС
Условные обозначения
оснащенный всеми возможными средствами повышения надежности
Р Р (ручной разъединитель) 10 кВ
ПАС (пунк автоматического секционирования)
УКЗ (указатель короткого замыкания)
ДП.10.46.007.140211.ЭС
Устройства для определения мест повреждения на воздушных электрических сетях
Поиск (снятые с производства) Волна Зонд УПУ-1 УКЗ ФИП ЛИФП ФМК-10

подстанция.dwg

съемные звенья ограды
Наименование 1 Блок приема ВЛ 110 кВ 2
Ошиновка ОРУ 110 кВ 3 Блок разъеденителей 110 кВ (РНДЗ 2) 5 Блок разъеденителей 110 кВ (РНДЗ 1) 6 Выключатель 110 кВ 7 Разърядник 110 кВ 8 Блок опорных изоляторов 110 кВ 9 Трансформатор 11010 кВ 10 Блок разряднтков 11 ТСН 12 Шины 10 кВ 13 КРУН 10 кВ
серии К-49 14 Ограда 15 Блок разъеденителей 110 кВ (РНДЗ 2) 16 Раскладка кабельных конструкций 17 Секционный выключатель 110 кВ 18 Блок разъеденителей 110 кВ (РНДЗ 2) 19 Блок ТН 110 кВ 20 ОПУ 21 раскладка кабельных конструкций 22 блок трансформаторов тока напряжением 110 кВ 23осветительная установка 24
-блоки разъеденителей
-гогризонтальный заземлитель
-присоединение к зазамлителю
-вертикальный электрод
Заземление подстанции 11010 кВ
Кафедра электроснабжения
Съёмные звенья ограды
Блок приёма ВЛ 110 кВ
Блок выключателя 110 кВ
Блок разрядников 110 кВ
Блок опорных изоляторов
Блок трансформаторов напряжения
Блок трансформаторов тока
Осветительная установка ОУ- 2
Раскладки кабельных конструкций
Трансформатор 11010 кВ
Ошиновка трансформатора 11010 кВ
ДП.10.46.07.140211.ТБ

Экономические показатели.dwg

Основные технико-экономические показатели проектируемой схемы электроснабжения
С-сть полезно- отпущенной электроэнергии
Себестоимость передачи электрической энергии
Годовые эксплутационные издержки
- потребительских ТП
Стоимость электроэнергии
- в распределительные ЛЭП
- в потребительские ТП
- распределительных ЛЭП
Капиталоемкость сооружения:
Расчетная стоимость СМР
Площадь электрофицированного района
Число потребительских ТП
Число и мощность РТП
Максимальная расчетная нагрузка
Технико-экономические обоснования
ДП.10.46.007.140211.ТЭО
Наименование показателей
Кафедра электроснабжения

раздел 3.docx

Проектирование электрической
1 Выбор главной схемы электрических соединений подстанции
Главная схема электрических соединений подстанции то есть принципиальная электрическая схема соединений первичных цепей основного оборудования подстанции (сборных шин разъединителей выключателей трансформаторов тока и т.п.) должна обеспечить требуемую надежность электроснабжения потребителей быть удобной в эксплуатации и безопасной в обслуживании.
На стороне высшего напряжения подстанций применяются блочные и мостиковые схемы соединений.
В нашем случае рассматривается ответвительная подстанция для которой применяем блочную схему - простейшую схему подстанции на которой нет сборных шин а в цепи силового трансформатора устанавливается как правило отделитель с короткозамыкателем. Широко применяются блочные подстанции выполненные по схеме два блока с неавтоматической перемычкой со стороны линий. Схема позволяет сохранить в работе трансформатор при повреждении его питающей линии переключив его на вторую линию) В перемычке устанавливаем два разъединителя ( QS3 и QS4 ) чтобы не выводить из работы оба трансформатора при неисправности разъединителя в перемычке. На стороне низшего напряжения двух трансформаторных подстанций применяется одна секционированная система сборных шин. Каждый трансформатор работает на свою секцию шин и параллельная работа их не предусматривается. РУ-10 кВ состоит из соединенных между собой отдельных шкафов.
Каждая секция шин включает: шкаф ввода шкаф трансформатора напряжения шкафы отходящих линий 10 кВ шкаф трансформатора собственных нужд. Кроме того устанавливается шкаф для секционирования шин.
2. Расчет токов к.з. в схемах сельского электроснабжения.
2.1. Общие положения.
Расчет токов к.з. выполняется для последующего выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей для выбора уставок и оценки возможного действия релейной защиты и автоматики для выбора устройств защиты от перенапряжений и заземляющих устройств. При этом устанавливаются расчетные схемы точки и вид к.з. с целью определения возможных максимального и минимального токов к.з. (максимальный и минимальный режимы).
В расчетные схемы включаются те элементы через которые точка к.з. связана с питающей системой. При этом для определения максимальных и минимальных значений тока к.з. следует учитывать соответствующие схемы длительных эксплутационных режимов в том числе ремонтных и после аварийных питающей сети и проектируемой подстанции. Например при определении максимальных токов к.з. учитываются все источники и питающие линии а также минимальное значение сопротивления силового трансформатора подстанции при наличии у последнего РПН.
Расчетными точками к.з. являются:
- шины 110 кВ (т.К1)
- наиболее удаленная точка в сети 10 кВ(т.К 3)
При этом расчетным видом короткого замыкания является трехфазное к.з.
Расчет токов к.з.в точке К1 проводится для выбора аппаратуры на стороне высшего напряжения (максимальный режим) в точке К2- для выбора аппаратуры на стороне 10 кВ подстанции выбора уставок и проверки чувствительности релейных защит установленных на стороне высшего напряжения (максимальный и минимальный режим) в точке Кз- для проверки защит отходящих линий 10 кВ (минимальный режим).
В случае секционирования сети 10 кВ для выбора аппаратуры секционирующего пункта необходимо произвести расчет токов к.з. в месте установки секционирующего выключателя.
2.2. Расчетная схема электроснабжения (показана одна линия)
Расчетная схема является типичной схемой электроснабжения сельскохозяйственных потребителей. Ответвительная подстанция 11010 кВ мощностью 2х6300 кВА подключается на ответвлении от ЛЭП-110кВ. Главная схема ОРУ-110кВ – мостик с выключателем в цепи трансформаторов.
Главная схема РУ-10кВ соответствует КРУН-10 серии К-49. Режим работы с отключенной системой С1 соответствует минимальным значениям токов к.з.. Максимальный режим т.е. токи к.з. максимальны будут когда работают обе системы.
-наиболее удаленная точка в сети 10 кВ (т.К3)
Удельные сопротивления проводов линий электропередачи приняты равными:
АС 95- rуд=0308 Омкм худ =037 Омкм
АС 70- rуд=042 Омкм худ =0392 Омкм
АС 35- rуд=083 Омкм худ =0403 Омкм
Схема замещения для расчетов токов к.з.
Расчеты проводим в относительных базисных единицах при приближенным учете коэффициенте трансформации.
Устанавливаем базисные единицы
Сопротивление элементов схемы замещения в относительных базисных единицах
После некоторых преобразований получим следующую схему замещения
Расчет токов к.з. на шинах 110 кВ (точка К1)
По кривым определяем ударный коэффициент Куд.
Ударный ток определим по формуле
iуд= Iк1(3Куд=45414=898 кА
Минимальный режим (питание от системы С2)
Расчет токов к.з. на шинах 10 кВ (точка К2)
Z2=Z1+Х11мин.=011+1=111
Хэкв.(R=0)=Х16+Х14+Х11мин.=009+002+1=111
Rэкв.(Х=0)=R16+R14=002+0015=0035
iуд= Iк2(3)Куд=495193=1351 кА
Расчет токов к.з. в точке К 3
iуд= Iк3(3Куд=04111=064 кА
Определение токов к.з. в точке К4
iуд= Iк4(3)Куд=05212=088 кА
Остальные линии рассчитываются аналогично.
Для удобства дальнейшего использования результатов расчета токов к.з. последние представляем в табличном виде.
Элемент сети точка к.з.
Шины 110кВ (точка К1)
3. Выбор электрических аппаратов и проводников первичных цепей.
При выборе электрических аппаратов исходим из главной схемы электрических соединений подстанции. Распределительное устройство высшего напряжения в общем случае содержат разъединители выключатели трансформаторы тока и напряжения вентильные разрядники заградители и конденсаторы высокочастотной связи. Распределительное устройство низкого напряжения выполняется комплектными для наружной установки (КРУН 10) состоящим из нескольких с
В настоящее время на сельских подстанциях применяются КРУН-10 серии КРН –IV-10К-59 К201 В и др.
3.1. Выбор электрических аппаратов комплексного распределительного устройства наружной установки серии К-49.
Электрические аппараты выбираем исходя из условий нормального режима работы электроустановки и проверяют по условиям короткого замыкания.
В зависимости от приведенных в каталогах технических данных электрических аппаратов их выбирают путем сравнения этих данных с рассчетными для проектируемой электроустановки.
В КРУ серии К-49 встраиваются следующие типы основного оборудования: выключатель ВК-10 трансформаторы тока ТЛМ-10-2 трансформаторы напряжения НАМИ- 10 разрядники РВО-10 или РВРД-10.
Расчетные параметры для выбора оборудования.
Максимальные рабочие токи ввода-4741А секционного выключателя-2396А отходящей линии-938А
3.2. Выбор выключателя шкафа ввода 10кВ.
Параметры выключателя
I2тtт =202*4=1600 кА2с
Выбранный выключатель ВК-10-630-20У2 удовлетворяет расчетным параметрам.
Шкафы секционного выключателя и отходящих линий 10 кВ комплектуются этим же выключателем.
3.3. Выбор трансформатора тока.
Трансформатор тока выбираем по термической и динамической стойкости.
Так как термическая и динамическая стойкость ТТ зависит от его первичного номинального тока достаточно проверить по условиям короткого замыкания ТТ отходящей линии 10кВ(С наименьшим Iн) а остальные ТТ выбирать по току.
Параметры ТТ ТЛМ-10-2
I2тtт =632*4=119 кА2с
Выбранный трансформатор тока удовлетворяет расчетным параметрам.
Варианты исполнения вторичных обмоток: сердечник с обмоткой класса 05-для подключения измерительных приборов класса 10р- для подключения устройств релейной защиты. Номинальная вторичная нагрузка в классе точности 05 составляет Z2н=04 Ом а номинальная мощность S2н=10 ВА
В шкафу секционного выключателя принимаем к установке ТТ типа ТЛМ-10-2 с Iн=300А на вводе- с I1н=600А
По классу точности достаточно проверить наиболее нагруженные ТТ шкафа ввода 10 кВ соединенные по схеме неполная звезда с приборами: амперметром(SА=01 ВА Zпр=0004 Ом) счетчиком активной энергии САЗУ-И 681 (Sа=2 ВА Zпр=008 Ом) и счетчиком реактивной энергии СРЧУ-И 673 (Sр=25 ВА Zпр=01 Ом)
3.4. Выбор трансформатора напряжения.
Для РУ-10кВ выбираем трансформатор напряжения типа НАМИ-10 с помощью которого можно осуществлять контроль изоляции сети 10кВ. Трансформатор устанавливаем на каждой секции шин 10 кВ и питает приборы ввода 10 кВ и трех отходящих линий 10 кВ.
Трансформатор выбираем исходя из условий:
U1н=Uуст.; и S2н≥S2 расч
S2н- номинальная мощность трансформатора в требуемом классе точности(S2н=120 ВА в классе точности 05; S2н=200 ВА в классе точности 10)
S2 расч- мощность потребляемая приборами;
Определим ее исходя из следующих данных:
Суммарное кол-во катушек
Мощность потребляемая катушкой
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Тогда расчетная мощность трансформатора равна S2 расч=1323 ВА
Таким образом трансформатор напряжения будет работать в классе точности 10 что допустимо так как на подстанциях 11010 кВ осуществляется технический учет электрической энергии.
3.5 Выбор шин и проверка шинных конструкций.
Шины ОРУ110 кВ подстанций выполняют гибкими и как правило тем же проводом что и питающие линии.
Расчетное сечение шин выбираем из условия длительного нагрева. пользуясь таблицами допустимых длительных токов для шин стандартных сечений При этом сечение выбирается таким чтобы допустимый длительный ток был не менее
По значению Iрабмакс = 4741 А выбираем алюминиевые плоские шины сечением g=hхb=40x5=200 мм2 с Iдоп= 540 А.
Для проверки шин на термическую стойкость сравнивают расчетное сечение qрасч. шин с минимальным сечением qмин допустимым по условию термической стойкости
С - коэффициент равный для медных шин С = 170
для алюминиевых С = 90 для стальных С = 60.
Таким образом термическая стойкость шин обеспечивается так как
qрасч=200 мм2> qмин=778 мм2
Проверка шинной конструкции (шины- опорные изоляторы) на электродинамическую стойкость выполняется исходя из условия
Gрасч≤Gдоп; Fрасч≤Fдоп
где Gдоп- допустимое значение напряжения в материале шин
(для алюминия Gдоп =823 МПа)
Fдоп- допустимая нагрузка на изоляторы
Fрасч- расчетная результирующая сила действующая на единицу длины шины при ударном токе трехфазного к.з. определяется как:
Где Ксх- коэффициент зависящий от взаимного расположения шин.
для шин расположенных по вершинам прямоугольного треугольника (шкаф К-47)
а- расстояние между шинами. а=025 м
Тогда напряжение в материале будет равно
W=-момент сопротивления шины
Таким образом электродинамическая стойкость шин обеспечивается т.к . Gрасч=173Gдоп=823 МПа
Выбираем для шинной конструкции опорные изоляторы типа ОФ-10-375. Разрушающая нагрузка изолятора составит Fразр=3750 Н
а расчетная нагрузка на изолятор равна
Так как Flрасч Fдоп то электродинамическая стойкость обеспечивается.
4. Релейная защита подстанций 11010 кВ.
4.1. Общие сведения.
В объем проектирования районной защиты на подстанциях 11010 кВ входят расчеты релейной защиты силового трансформатора защита шин 10 кВ и защита отходящих линий 10 кВ.
Согласно ПУЭ на донной подстанции предусматриваем следующие виды защит:
а) от повреждений внутри трансформатора сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла –газовую защиту;
б) от повреждений на выводах трансформатора а также от внутренних повреждений –продольная дифференциальная защита установка которой является обязательной для трансформаторов мощностью 63 МВА и выше а для трансформаторов мощностью менее 63 МВА- токовая отсечка без выдержки времени устанавливаемая со стороны питания.;
в) от токов обусловленных внешними короткими замыканиями- максимальная токовая защита устанавливаемая со стороны питания которая может иметь пуск по напряжению;
г) защита подстанции от перенапряжений;
д) от токов обусловленных перегрузкой – максимальная токовая защита от перегрузки включенная на ток одной фазы;
Дифференциальная защита действует на отключение масляного выключателя со стороны питания 110кВ и на отключение выключателей со стороны 10 кВ. Первая ступень газовой защиты и защита от перегрузки выполняется с действием на сигнал. Вторая ступень газовой защиты и максимальная токовая защита действует на отключение масляного выключателя со стороны питания.
Для защиты шин 10 кВ предусматривается максимальная токовая защита устанавливаемая на вводе 10 кВ и на шинах секционного выключателя.
е) -от однофазных замыканий на землю на отходящих линиях 10 кВ- устройства контроля изоляции или специальные защиты ( например ЗЗП-1М) с действием на сигнал или на отключение._
Согласно ПУЭ устройства защиты присоединяются к вторичным обмоткам трансформаторов тока совместно с измерительными приборами (амперметры токовые обмотки счетчиков и т.п.) Однако такое присоединение не должно приводить к превышению погрешностей допустимых для трансформаторов тока класса точности 05 или к изменению характеристик устройств защиты.
4.2. Защита отходящих линий 10 кВ.
На подстанциях 11010 кВ для защиты отходящих линий 10 кВ от междуфазных к.з. и двойных замыканий на землю предусматривается МТЗ.
С целью ускорения действия защиты применяются токовые отсечки во всех случаях когда их применение эффективно. При выполнении МТЗ на реле типа РТВ отсечка выполняется электромагнитным элементом мгновенного действия имеющимся в реле этого типа.
Для выбора защиты используем следующие данные:
- максимальная мощность на шинах 10 кВ составляет 8437 кВА
- количество отходящих линий-6
- максимальные рабочие токи на головных участках ВЛ 10 кВ:
ВЛ1-777 А ВЛ2-6766 А ВЛ3-891 А ВЛ4-938 А ВЛ5-923 А ВЛ6-535 А
- в цепи секционного выключателя-2396 А
- в цепи ввода 10 кВ- Iраб.мах.=2396+2345=4741 А
-в цепи ввода110 кВ Iраб.мах= Iраб.мах10=4741=431 А
Величины токов к.з:
4.3. Расчет МТЗ линий 10кВ.
Схема выполнения МТЗ: двухфазная двух релейная с реле РТ -85 с дешунтированием электромагнитов отключения выключателей.
Определяем ток срабатывания защиты:
а) из условия отстройки от максимального тока нагрузки:
где Кн- коэффициент надежности учитывающий погрешности реле равный для реле типа РТ-85 Кн=12
Кв—коэффициент возврата реле равный для реле РТ-85 Кв=08-085;
Ксзп- коэффициент самозапуска зависящий от вида параметров нагрузки и от схемы и параметров питающей сети. Для линий сельских районов Ксзп=12-13.
Подставив значения величин в формулу получим:
б) из условия согласования по селективности с предохранителями ПКТ-10 подстанций ТП 100.4 подключенных к линии:
где Iпл(5)- ток при котором плавкая вставка предохранителя с номинальном током 315 перегорает за время 5с. (Данным предохранителем защищают самый мощный трансформатор 250 кВА подключенный к линии)
Ток срабатывания РТ-80
где Iс.з- ток срабатывания защиты;
К(3)сх -коэффициент схемы при симметричном режиме. Для схем соединения трансформаторов тока в звезду К(3)сх =1;
nт-коэффициент трансформаторов тока
б) из условия надежного срабатывания электромагнитов выключателя с током срабатывания 5А
Принимаем ток уставки релеРТ-85 равным Iу=7 А
Тогда уточненное значение тока срабатывания защиты будет равно
Коэффициент чувствительности защиты в основной зоне
где I(2)К3- минимальное значение тока двухфазного к.з. в конце защищаемой зоны
Нормируемое значение Кч для основной зоны Кч≥1.5 для зоны резервирования - Кч≥1.2
Время срабатывания защиты выбирается из условия обеспечения ступени селективности с предыдущей защитой. Так как защита согласована по времени срабатывания с предохранителями ТП 100.4 подключенной к линии за счет выбора тока срабатывания то уставка выдержки реле времени реле РТ-85 принимается минимальной и равной tу=06 с
Проверка трансформаторов тока и возможности применения схемы с дешунтированием электромагнитов отключения
а) из условия обеспечения надежной работы дешунтирующих контактов реле РТ-85
б) расчетная проверка ТТ на 10%-ную погрешность.
Определяем предельную кратность токов
для реле РТ-85 Iрасч=5Iср.
По кривой предельных кратностей для трансформаторов тока типа ТЛМ-10 с nт=1505 при К10=7 определяем допустимую нагрузку на ТТ Zн доп.=25 Ом
Расчетная(фактическая) нагрузка на ТТ составляет
Z н расч.=2rпр+rр+rпер+zэо.
rпр - сопротивление соединительных проводов длиной 10 метров и сечением q=4 мм2;
rпер -переходное сопротивление в контактах; rпер=01 Ом
rр -полное сопротивление реле при токе уставки 7 А; rр=
(S-потребляемая мощность при токе равным току уставки)
zэо= Ом –сопротивление токового электромагнита отключения выключателя ВК-10
Так как Zн доп. >Zн расч. то требуемая точность работы ТТ обеспечивается.
4.4. Расчет максимальной токовой защиты действующей на секционный выключатель.
Схема выполнения защиты: двухфазная двухрелейная с реле тока РТ-40 реле времени РВМ-12 и одним промежуточным реле РП-341 включаемым на разность токов двух фаз и дешунтирующим при срабатывании электромагнит отключения выключателя.
Ток срабатывания защиты определим исходя из следующих условий:
б) из условия согласования по чувствительности с предыдущей защитой:
где Iс.зл- наибольший из токов срабатывания защит линии 10кВ одной из секций;
Ilраб.мах.- суммарный ток линий отходящих от секции шин без учета линии имеющей наибольший ток срабатывания защиты.
Ток срабатывания реле РТ-40
Ток уставки реле РТ-40 и ток срабатывания защиты с учетом выбранной уставки:
Коэффициент чувствительности защиты в основной зоне:
Время срабатывания и уставка выдержки времени реле РВМ-12
Уставка выдержки времени защиты шин действующей на секционный выключатель находиться при согласовании ее с защитой линии 10 кВ из построения карты селективности .
Согласование проводится при токе Iс.з(с.в)= 360 А так как при этом токе характеристики защит наиболее приближаются друг к другу.
При токе согласования время срабатывания защиты линии равняется tср.защ.(л)=1 (определяется по характеристике РТ-85). Тогда время срабатывания защиты шин и уставка реле времени РВМ-12 будут:
tсз(с.в.)=tсз(л)+ t=1+08=18 с.
а) из условия обеспечения надежной работы дешунтирующих контактов реле РП-341
где Iрасч(для РТ-40)
Расчетная нагрузка на ТТ составляет
Zн расч.=rпр+Zрт+Zрвм+(rпр+Zрт)+rконт.
rпр =025Ом- сопротивление алюминиевых соединительных проводов; Zрт=-сопротивление реле тока РТ-40 ( Sр- потребляемая реле мощность при минимальной уставке)
Zрвм=-сопротивление реле времени;
Zрп=01 Ом- сопротивление промежуточного реле;
Zрнт=01 Ом- сопротивление дифференциального реле типа РНТ –565(ДЗТ-11)
rр -переходное сопротивление в контактах;
Подставив значения сопротивлений получим что
Так как Zн.доп.>Zрасч. то точность работы трансформаторов тока обеспечивается.
4.5. Расчет МТЗ трансформатора
На подстанциях сдвух обмоточными трансформаторами ликвидация к.з. на шинах 10кВ вместе с защитой на секционном выключателе должна осуществляться действием МТЗ трансформатора установленной со стороны питания. МТЗ выполняем на переменном оперативном токе и имеющую независимою выдержку времени. Для этого применяем реле тока РТ-40 реле времени РВМ-12 и промежуточное реле РП-321
Схему выполнения защиты: треугольник с двумя реле РТ-40
а)из условия отстройки от максимального тока нагрузки:
б) из условия отстройки от токов при включении дополнительной нагрузки после срабатывания АВР
Коэффициент чувствительности защиты в основной зоне (2-ф. к.з. за трансформатором)
Iр.мин.- ток в реле при минимальном токе к.з. за трансформатором.
При двухфазном к.з. за трансформатором со схемой соединения звездатреугольник
Время срабатывания и уставка выдержки времени реле РВМ-12.
Уставки выдержки времени определяем из карты селективности .
Защиту выполняем двухступенчатого действия:
-с меньшей выдержкой времени –отключается выключатель ввода 10 кВ;
tс.з.(10)=tс.з.(с.в)+t=18+05=23 с
-с большей выдержкой – отключается выключатель на стороне 110 кВ:
tс.з.(110)=tс.з.(10)+t=2.3+05=2.8 с
Проверка трансформатора тока на10 % погрешность
По кривой предельных кратностей для встроенных трансформаторов тока ТВТ-110 с nтр.=3005 определяем допустимую нагрузку на ТТ
Расчетная нагрузка на ТТ для принятой схемы защиты составляет
Zн расч.=3rпр+3(Zрт+Zрвм+Zрп+Zрнт)+rконт.
rпр =025 Ом- сопротивление алюминиевых соединительных проводов длинной 35м и сечением 4 мм;
Zрт=-сопротивление реле тока;
rпер -полное сопротивление реле
4.6 Дифференциальная защита трансформатора
В трансформаторе с соединением обмоток звезда- треугольник первичные токи разных обмоток трансформатора не равны по величине и в общем случае не совпадают по фазе. Для того чтобы дифференциальная защита не работала при нагрузке и внешних к.з. необходимо уравновесить вторичные токи в плечах защиты. Это достигается путем применения на ВН и НН трансформаторов тока с разными коэффициентами трансформации. Компенсацию сдвига по фазе осуществляем соединением трансформаторов тока со стороны 110 кВ в треугольник а со стороны 10 кВ в неполную звезду.
Применяем двухрелейную схему защиты.
Питание оперативных цепей защиты осуществляем от предварительно заряженных конденсаторов.
Определяем первичные и вторичные номинальные токи для сторон ВН и НН защищаемого трансформатора.
Результаты расчетов сведем в таблицу
Численное значение для стороны
Первичный номинальный ток трансформатора I1А
Коэффициент трансформации ТТ nт
Вторичные токи в плечах защиты I2А
Определим ток срабатывания защиты приведенный к стороне высшего напряжения (основная зона)
а) из условия отстройки от небалансов при внешних к.з.
Кн- коэффициент надежности равный Кн=13
ΔU*- относительное значение половины суммарного диапазона регулирования напряжения обмоток по которым протекает расчетный внешний ток к.з.
Для двух обмоточного трансформатора с диапазоном регулирования 16 % ΔU* =016
б) из условия отстройки от броска тока намагничивания при включении силового трансформатора под напряжение:
где I1ном -номинальный ток трансформатора для основной стороны при крайнем отрицательном положении устройства РПН:
Предварительно принимаем Iс.з.=1521 А
Проверяем возможность использования дифференциальной защиты с токовым реле включенными через быстронасыщающиеся трансформаторы( реле РНТ-565). Применение БНТ позволяет выполнить простую и быстродействующую дифференциальную защиту надежно отстроенную от токов небаланса и бросков намагничивания. Для чего оценим чувствительность защиты.
При двухфазном к.з. за трансформатором ток в реле со стороны ВН будет:
Ток срабатывания реле
Коэффициент чувствительности
Так как кч 2 то для выполнения защиты применять реле РНТ нельзя. Чувствительность защиты может быть повышена применением дифференциальных реле с торможением. Для этого используем реле ДЗТ-11
Рабочая обмотка реле включается на разность токов ТТ а тормозная - в плечо дифференциальной защиты подключенной к ТТ той стороны где отсутствует питание т.е. в плечо стороны 10 кВ.
Ток срабатывания защиты определяем исходя из условия отстройки от броска тока намагничивания:
Определяем число витков обмоток реле ДЗТ для основной (110 кВ) стороны трансформатора.
Fср- МДС срабатывания реле серии ДЗТ равная Fср=100 А
Принимаем ближайшее меньшее число витков для не основной зоны.
Определим расчетное число витков для не основной зоны:
Где I2осн I2неосн – вторичные номинальные токи на каждой стороне защищаемого трансформатора
I2оснА ; I2неосн=303 А
Тогда . Принимаем 18 витков.
Определяем число витков тормозной обмотки
где Кн=15 -коэффициент надежности
tgα= 075- для реле ДЗТ-11
Определим коэффициент чувствительности защиты при к.з. за трансформатором в зоне действия защиты:
Проверка трансформатора тока на 10% погрешность
Определяем предельную кратность токов для стороны ВН
По кривой предельных кратностей токов для встроенных трансформаторов тока ТВТ-110 с nтр. =2005 при К10=225 определяем допустимую нагрузку на ТТ
Расчетная нагрузка на ТТ соединенных в треугольник составляет
Zн расч.=199 (определена выше)
Так как Zн доп. >Zн расч. то требуемая точность работы ТТ обеспечивается. Допустимая нагрузка на трансформаторы тока ТЛМ-10 с nтр. =6005 при К10=825 составит Zн доп.=13 Ом
Zн расч.=2rпр+rр+rпер.
rпр - сопротивление соединительных проводов;
Zрасч.=+01+01=07 Ом
Точность работы ТТ обеспечивается.
4.7. Защита от перегрузки.
В качестве защиты предусматривается МТЗ в однофазном исполнении действующая с выдержкой времени на сигнал или автоматическую разгрузку.
Используем реле тока РТ-40. Защиту Устанавливаем на стороне высшего напряжения трансформатора.
Iср.з≥кн* Ilн=13*394=512 А Ilн- определен выше
Ток срабатывания и уставка реле
4.8. Газовая защита трансформатора
Защита трансформаторов осуществляется с помощью реле РГ-43-66
Уставку реле принимаем равной- 065 мс.
Защита контакторного устройства РПН с разрывом дуги в масле осуществляется отдельным газовым реле типа RS-1000.
Для защиты избирательной РПН размещенных в отдельном баке также предусматривается газовое реле.
5. Защита подстанции от перенапряжений
Перенапряжения в электрических сетях могут быть грозовыми возникающие при ударах молнии например в линию электропередачи или вблизи нее и внутренними связанными с коммуникациями дуговыми замыканиями на землю и резонансными явлениями в сети. Проектирование защиты от перенапряжений сводится к обоснованному выбору длины защищаемых проводов линий к подстанции и выбору трубчатых разрядников на них выбору типа числа мест установки вентильных разрядников на подстанции.
Защита от грозовых перенапряжений подходов питающих ЛЭП к подстанции выполняется тросовыми молниеотводами. Для линии 110 кВ длина защищаемого участка составляет 1 3 км. На первой опоре подхода к подстанции ЛЭП 110 кВ считая со стороны линии устанавливаем комплекты трубчатых разрядников. Кроме того комплект трубчатых разрядников устанавливаем на входных порталах подстанции или на первой от подстанции опоре.
Защита от грозовых перенапряжений со стороны отходящих линий 10 кВ на деревянных опорах предусматривается трубчатыми разрядниками один комплект которых устанавливается на первой опоре а второй – через 200-300 м. В ОРУ 110 кВ непосредственно у силового трансформатора устанавливаются вентильные разрядники типа РВС-110.
Для защиты нейтрали обмоток 110 кВ силовых трансформаторов имеющих пониженную изоляцию относительно изоляции линейного конца обмотки и допускающую работу с заземленной нейтралью устанавливаем вентильные разрядники типа 2х РВМ- 20.
Для сетей 110 кВ трубчатые разрядники выбираем по наибольшему возможному току однофазного или трехфазного к.з. и по наименьшему возможному установившемуся току однофазного или двухфазного к.з.
I откл.мах ≥ I(3)к мах
I откл.мин ≤ I(3)к мин
Так как I(3)к мах= 454 кА а I(3)к мин= 186 кА то принимаем трубчатые разрядники РТФ-110-15 УХЛ 1 с током отключения (действующее значение) 1-5 кА
6. Защита подстанции от прямых ударов молнии.
Для защиты подстанции от прямых ударов молнии применяем стержневые молниеотводы которые состоят из следующих конструктивных элементов: молние приемника непосредственно воспринимающий удар молнии; несущей конструкции предназначенной для установки молниеприемника; токоотвода обеспечивающий отвод тока молнии на землю; заземлителя отводящего ток молнии в землю и создающий контакт с землей токоотвода.
Молниеотводы могут быть отдельно стоящими с металлической несущей конструкцией на железобетонных фундаментах имеющими отдельный заземлитель или молниеотводами установленными на конструкциях ОРУ 110 кВ.
Выбираем отдельно стоящий молниеотвод т.к. защита от него более надежная.
7. Расчет молниеотвода.
Подстанция 11010 кВ с трансформаторами 2х 6300 кВА
Схема подстанции «мостик» КРУН-10-серии К-49 (11 шкафов). Площадь ограниченная оградой 45х36 м.
Удельное сопротивление грунта площадки ρ=150 Омм.
Концевая металлическая опора типа У 110 питающих ЛЭП имеет высоту Н=2145 м.
Определим высоту молниеотвода из условия защиты угла КРУН на высоте h=26 м.
Из схемы компановки подстанции найдем требуемый радиус защиты (для точки А)
h- высота стержневого молниеотвода м
Откуда получим квадратное уравнение
Решив это уравнение получим что h=355 м
Радиус защиты этого молниеотвода на высоте hx=375 м (для силовых трансформаторов) будет равен
Фактический радиус найденный из рисунка (точка Б) равен
Так как фактический радиус меньше действительного следовательно силовые трансформаторы подстанции попадают в зону действия молниеотвода.
Радиус защиты на высоте hx= 6 м (линейный портал) составляет:
фактический радиус (точка В) равен
Следовательно линейный портал с электрооборудованием также попадает в зону защиты молниеотвода.
Учитывая что концевая опора по существу является несущей конструкцией молниеотвода то для его выполнения следует только установить молниеприемник высотой
8. Автоматизация электрических сетей.
8.1. Автоматическое повторное включение
Большая часть повреждений ВЛ возникает из-за самоустраняющихся причин– атмосферных перенапряжений схлестывания проводов набросов и т.п. В этих случаях автоматическое повторное включение (АПВ) вслед за аварийном отключением позволяет быстро восстановить нормальную работу электроустановок.
К устройствам АПВ предъявляют следующие требования:
АПВ должно обеспечиваться при всех аварийных отключениях выключателя за исключением случаев когда отключение произошло вслед за его включением вручную.
АПВ должно осуществляться с заранее установленной выдержкой времени
Устройство АПВ должно иметь автоматический возврат в состояние готовности к новому действию после успешного цикла повторного включения. Время устройств АПВ однократного действия определяется следующим образом.
tд-время деионизации среды в месте к.з. не более 02 с; tзап=03-04 с (время запаса учитывающее погрешности аппаратуры)
tгп- время готовности привода (01-02 с)
в) tАПВ≥tгв+tзап+ tв.в.
tгв - время готовности выключателя (02-2 с)
tв.в- время включения выключателя
В настоящее время в сельских сетях10 кВ принимается tАПВ=2-3 с.
В данном проекте АПВ выполнено на реле РПВ-358
В устройство РПВ-358 входят: реле времени КТ с добавочным сопротивлением для обеспечения термической стойкости реле; промежуточное реле KL с двумя обмотками- параллельной и последовательной; конденсатор С обеспечивающий однократность действия АПВ; зарядный резистор R2(11 МОм) и разрядный резистор(510 Ом). Оперативное управление выключателем производится ключом SA у которого предусмотрена фиксация положения последней операции. Например при отключении выключателя (положение О1) ключ остается в положении О2. После операции включения (положение В1) ключ SA остается в положении В2. При этом конденсатор С реле РПВ-358 заряжается от источника оперативного тока UG через резистор R2 и через 20 25 с схема АПВ будет подготовлена к действию.
Пуск схемы АПВ происходит при отключении выключателя релейной защитой в результате возникновения несоответствия между положением ключа управления SA (находится в положении «Включено») и положением выключателя («Отключено»). Реле положения выключателя «Отключено» KQT (на схеме не показано) замыкает контакт в цепи реле времени КТ. Последнее срабатывает размыкая контакт КТ:1 и по истечении установленной выдержки времени подключает контактом КТ: 2 параллельную обмотку реле KL к конденсатору С. Реле KL срабатывает от тока разряда конденсатора и самоудерживаясь через свою последовательную обмотку подает команду на включение выключателя подключая контактор включения (не показан) к источнику оперативного тока. После повторного включения выключателя реле KQT КТ и KL возвращаются в исходное положение а конденсатор С начинает заряжаться подготавливая схему АПВ к новому действию.
Если АПВ неуспешное то выключатель вновь отключается релейной защитой и вновь срабатывают реле KQT и КТ. Однако реле KL не сработает так как конденсатор С разрядившись в первом цикле АПВ не успел зарядиться. При замкнутом контакте КТ: 2 конденсатор шунтируется и не зарядится до напряжения срабатывания реле KL.
При оперативном отключении выключателя ключом SA схема АПВ не действует так как отключается от источника оперативного тока кроме того конденсатор С разряжается на резистор R3 что обеспечивает запрет АПВ при оперативном включении выключателя на короткое замыкание. Отключением накладки ХВ блокируют команду на АПВ.
8.2. Автоматическое включение резервного питания
В сельских сетях напряжением 6 35кВ предусматривают как правило схемы одностороннего питания потребителей в которых имеющиеся источники электроснабжения (питающие линии силовые трансформаторы на подстанциях подстанции) работают раздельно. При этом можно существенно снизить значения токов к.з. в сети и применять более дешевые аппараты первичных цепей упростить выполнение релейной защиты уменьшить потери мощности и т.п. Для обеспечения же нормативных показателей надежности электроснабжения при отключениях основного (рабочего) источника питания к независимому резервному источнику питания подключают потребители с помощью специальных устройств автоматического включения резерва (АВР).
Устройства АВР должны удовлетворять следующим основным требованиям.
АВР должно обеспечиваться при исчезновении напряжения у потребителя из-за аварийного самопроизвольного или ошибочного отключения выключателя рабочего ввода питания или при исчезновении напряжения со стороны рабочего (основного) источника питания.
Устройство АВР не должно приходить в действие до отключения выключателя рабочего ввода во избежание включения резервного источника на устойчивое к.з. в основном источнике питания.
В случае исчезновения напряжения со стороны основного источника выключатель рабочего ввода до АВР должен отключаться специальным пусковым органом минимального напряжения.
АВР должно происходить с возможно минимальной выдержкой времени.
Действие АВР должно быть однократным чтобы не допустить многократных включений резервного источника на устойчивое к.з.
Для ускорения отключения резервного источника при его включении на устойчивое к.з. должно предусматриваться ускорение защиты после АВР.
В схеме АВР должен существовать контроль исправности цепи включения выключателя резервного ввода питания.
В данном проекте используется наиболее распространенная схема местного АВР двухстороннего действия на переменном оперативном токе применяемая на сельских двух трансформаторных подстанциях напряжением 110 3510 кВ где все выключатели оборудованы пружинными приводами. Секционный выключатель Q3 нормально отключен и включается устройством АВР при отключении выключателей ввода напряжением 10 кВ Q1 или Q2 или исчезновении напряжения на шинах 6(10) кВ секций или в результате отключения питающей линии электропередачи W1 или W2. Особенность схемы АВР- при восстановлении напряжения на питающей линии автоматически восстанавливается нормальная схема подстанции.
Пусковой орган схемы АВР состоит из двух реле времени КТ1 и КТ2 типов ЭВ-215 ЭВ-245 (РВ215 РВ245) выполняющих одновременно роль органов минимального напряжения и выдержки времени. При снижении или исчезновении напряжения реле при возврате якоря обеспечивают заданную выдержку времени. Обмотки реле подключаются к разным трансформаторам: КТ1 - к трансформатору собственных нужд (ТСН1) а КТ2- к измерительному трансформатору (ТН1). При этом исключается возможность ложной работы пускового органа при неисправностях в цепях напряжения.
На рисунке контакты выключателей и реле показаны для рабочего положения: выключатели Q1 и Q2 включены в результате чего имеется напряжение на шинах 6(10) кВ подстанции; приводы всех выключателей подготовлены для операции включения;
реле положения выключателей «Включено» KQC находятся под напряжением и их контакты замкнуты. Напряжение на шинки обеспеченного питания (ШОП) подается ТСН1 и ТСН2.
При повреждении например трансформатора Т1 под действием релейной защиты отключается выключатель Q1 замыкается его вспомогательный контакт SQ1:3 в цепи включения секционного выключателя Q3 и последний включается т. е. происходят АВР без выдержки времени и восстановление напряжения на секции I. Однократность действия АВР обеспечивается тем что при отключении выключателя Q1 реле КQС теряет питание и размыкает свой контакт KQC: 2 в цепи автоматической подготовки привода выключателя Q3. Схема АВР перестает действовать при отключении контактной перемычки (накладки) ХВ2.
Схема работает в другом аварийном режиме - при отключении например питающей линии W1- с помощью пускового органа минимального напряжения. При исчезновении напряжения со стороны линии W1 реле КТ1 и КТ2 возвращаются в исходное состояние с выдержкой времени замыкаются их контакты КТ1:2 и КТ2:2 в цепях отключения выключателя Q1. Выключатель Q1 отключается и далее схема АВР действует на включение выключателя Q3 так же как описано ранее. Напряжение на шинах секции I восстанавливается якорь реле КТ2 втягивается и его контакт КТ2: 1 замыкается а контакт КТ2: 2 размыкается. Реле КТ1 по-прежнему находится в исходном состоянии и его контакт КТ1: 1 разомкнут. В данном случае реле КТ1 используют для контроля за появлением напряжения со стороны питающей линии. Пусковым же органом восстановления нормальной предварительной схемы подстанции служит реле времени КТЗ типа ЭВ-248 срабатывающее при подаче напряжения.
Если напряжение со стороны линии W1 появилось то срабатывает реле КТ1 и замыкает свой контакт КТ1:1. При этом начинает работать реле КТЗ которое своим проскальзывающим контактом КТЗ:2 (замыкается на 1 15 с) создает цепь на включение выключателя Q1 а конечным контактом КТЗ:3- цепь на отключение секционного выключателя Q3. Таким образом восстанавливается нормальная схема подстанции с отключенным выключателем Q3 который автоматически подготавливается к будущему действию устройства АВР.

экономика.doc

5.1 Определение капиталовложений в проектируемую электрическую сеть.
Капиталовложения на строительство проектируемой электрической части определяются по формуле
Крп- капиталовложения в РТП;
Ктп- капитальные вложения в потребительские подстанции;
Кпл- капитальные вложения в питающие линии;
Крл- капитальные вложения в распределительные линии;
Ксп- капитальные вложения на строительство секционирующих пунктов и пунктов АВР.
1.1 Определение капиталовложений в РТП.
Капиталовложения в подстанцию 11010 кВ 2х6300 кВА (в ценах 2007 г)
: КРТП=13310 тыс.руб.
С учетом коэффициента инфляции kинф=124 получаем:
КРТП= КРТП kинф =13310124=165044 тыс. руб.
1.2. Определение капитальных вложений в потребительские ТП
Расчет сведем в таблицу 1
Суммарная стоимость тыс.руб.
С учетом коэффициента инфляции
1.3. Определение капиталовложений в линии 10 кВ
Lр.л. - протяженность распределительных линий км;
Расчет сведем в таблицу
1.4. Определение капиталовложений в питающие линии 110 кВ
Ку- стоимость одного километра линии на жб одноцепных опорах тыс.рубкм;
1.5 Определение капиталовложений на строительство СВ и пунктов АВР
Капиталовложения в один СВ пункт КСВ=356 тыс.руб. а в пункт АВР КАВР=371 тыс.руб.; количество nс.в.= 18 шт.nавр=6 шт.
С учетом сметной стоимости
Сумма общих капиталовложений будет равна
2. Определение годовых эксплуатационных затрат по проектируемой части.
В общем виде расчетная формула эксплуатационных затрат имеет вид
Иа- амортизационные отчисления тыс.руб.;
Иоб.- издержки на обслуживание электрических сетей тыс.руб.;
Ип.э.- издержки на потери электроэнергии.
где Zн-погонное активное сопротивление провода;
L- длина линии км; -время максимальных потерь час в год; Зп- уд. затраты на потерю эл. энергии в ЛЭП ;
Иэл.110098 тыс. руб.
б) в трансформаторе 11010;
Ск и Сх- удельные затраты на потерю электроэнергии в обмотках и стали трансформатора
Sн- номинальная мощность трансформатора;
ΔРк; ΔРх –потери короткого замыкания и холостого хода.
рассчитываем по формуле:
ф- время потерь ч; Сл- удельные затраты на потери электроэнергии коп кВтч
где ΔР- суммарные потери электроэнергии в ВЛ 10 кВ
Расчет потерь мощности приведен для ВЛ №1 в таблице
Аналогично считаются и потери других фидеров
г)в ТП 1004 кВ находятся так же как и в РТП- по каждой подстанции.
Результаты расчета по ВЛ №1 сводим в таблицу
Так как мощности линий примерно равны то издержки на потерю электроэнергии
Ип1004.=217 тыс. руб.
Таким образом общая стоимость потерь:
Иэл.эн.=(Ивл110+ИВЛ10+ИРТП+Ип1004_)=
=(098+5847+183+217) тыс. руб.
2.2. Определение издержек на амортизацию.
Кi- капиталовложения в i-й элемент
Амортизационные издержки на РТП 11010 кВ
Иа ртп=1331064100=85184 тыс. руб.
Иа тп=417111264100=26695 тыс. руб.
Иа вл110=3238632 24100=77727 тыс. руб.
Иа вл10=8178668 36100=294432 тыс. руб.
Суммарные амортизационные издержки
Иа=85184+26695+77727+294432=724294 тыс. руб.
2.3. Издержки на обслуживание сети
У- стоимость одной условной единицы.
Объем работ по эксплуатации электрических сетей.
Иобс= 16388 =45864тыс. руб.
Годовые эксплутационные издержки
Иэксп=Иа+Иобсл.+Инэ=782919+45864+758598=2000157 тыс. руб.
3. Технико-экономическая оценка проектируемой электрической сети
Объем строительно-монтажных работ (СМР) определяется исходя из структуры капиталовложений в линии электропередачи и трансформаторные подстанции. Общий объем СМР по сооружению проектируемой сети определяется суммированием объемов по отдельным ее элементам.
Размер капитальных вложений тыс.руб.
Доля СМР в объеме кап. вложений
Капиталоемкость сооружения элементов электрической сети определим по следующим формулам:
а) линий электропередачи
б) трансформаторных ПС
Lлэп- суммарная протяженность ЛЭП км
Sс- суммарная мощность ПС кВА
Себестоимость передачи электроэнергии по проектируемой электрической сети до шин 04 кВ ТП 1004 кВ определяется по формуле:
где WПО – объем полезно отпущенной электроэнергии за год кВтч.
Полная себестоимость отпущенной электроэнергии потребителям включает в себя себестоимость передачи электроэнергии по проектируемой сети себестоимость производства и себестоимость передачи электроэнергии в энергосистеме (до шин 110 кВ): SП=SПЭ+Sс=062+136=198 руб.кВтч
где Sс – себестоимость производства и передачи электроэнергии от электростанций до шин 110кВ руб.кВтч;
Sс=З0сист Кинф =0024*5696=136 руб.кВтч
Стоимость электроэнергии определяем по показателю приведенных затрат:

раздел 2 до конца.doc

2.7. Выбор средств повышения надежности; количества и мест установки коммутирующих аппаратов в сетях 10 кВ.
Выбор целесообразного количества и мест установки средств повышения надежности в сетях 10 кВ проводят следующим образом.
В первую очередь рассматриваются средства повышения надежности для потребителей первой категории.
К I категории относятся потребители перерыв в электроснабжении которых может повлечь за собой опасность для жизни людей значительный ущерб хозяйству повреждение дорогостоящего оборудования (для с.х. это болезни и гибель скота) массовый брак продукции нарушение сложных технологических процессов. Перерыв в электроснабжении потребителей I категории от одного из источников допускается только на время автоматического восстановления питания. Потребители I категории могут иметь либо сетевое резервирование от ВЛ питающейся от другой ПС 11010 кВ либо местное резервирование от ВЛ питающейся от той же ПС 11010 кВ но от другой секции шин.
Местное резервирование выполняется в случае:
где -длина резервной линии 10 кВ которую необходимо соорудить для местного резервирования;
- длина магистрального участка линии 10 кВ который необходимо соорудить для осуществления схемы питания опорной трансформаторной подстанции (ОТП)
При условии >км следует принять схему с ОТП и пунктом АВР на линии 10 кВ.
Выбор количества и мест установки автоматических аппаратов (АКА) зависит от схемы подстанции 11010 кВ (одно- или двухтрансформаторная с одно- или двухсторонним питанием) суммарной длины и расчетной нагрузки линии 10 кВ.
Число секционирующих выключателей и пунктов АВР выбирают по монограмме приведенной ниже.
Между двумя выключателями суммарная длинна линии не должна быть больше 12 км. Примерное место размещения устройств автоматического секционирования выбирают между двумя точками одна из которых делит линию на две равные части по суммарной длине а другая делит линию на две равные части по нагрузке.
Расстановка секционирующих разъединителей.
Разъединители в сети с напряжением 10 кВ устанавливаются на магистрали для ограничения длины участка по 35 км включая ответвления и на отпайке при ее длине больше 25 км.
Возле каждого линейного разъединителя устанавливаются указатели короткого замыкания (УКЗ).
Каждая линия оснащена устройством АПВ на головном и секционирующих выключателях и телесигнализацией положения головного выключателя линии 10 кВ.
Результаты выбора средств повышения надежности заносим в таблицу.
Средства повышения надежности
Выбор числа и номинальной мощности трансформаторов.
На РТП сельскохозяйственного назначения проектируется и устанавливается два трансформатора в случаях когда:
-число отходящих линий шесть или более;
-расчетная максимальная нагрузка подстанции требует установки трансформатора мощностью 6300 кВА и более;
- по крайней мере одна из линий 10 кВ не может быть обеспечена резервным питанием от соседних подстанций;
- расстояние от соседних подстанций более 45 км.
В данном проекте подстанция выбрана 2-х трансформаторной с учетом расчетной мощности равной 8437 кВА и количества линий 10 кВ равного шести.
Номинальные мощности трансформатора выбираются таким образом чтобы в аварийном режиме при выходе из строя одного из трансформаторов второй принимал на себя его нагрузку с перегрузкой не более 40 %.
Выбираем трансформаторы мощностью 6300 кВА. При выходе уз строя одного трансформатора перегрузка второго составит
Технические данные трансформатора ТМН-6300110