Дипломная работа на тему «Система электроснабжения сельскохозяйственного района Нечерноземной зоны»

Основой системы ЭС являются электрические сети напряжением 0.38- 110 кВ, от которых снабжаются электроэнергией потребители, включая коммунально-бытовые, промышленные предприятия, объекты мелиорации и водного хозяйства, а также предприятия и организации, предназначенные для бытового и культурного обслуживания населения.

Скачать пример Заказать работу Скачать пример Заказать работу

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. Краткая характеристика района и объекта проектирования

2. Расчет силовых нагрузок района

2.1 Определение расчетных нагрузок

2.2 Построение графиков нагрузок районной подстанции

2.3 Расчёт основных технико-экономических показателей на основании графиков нагрузок

3. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанции 110/10 кв

4. Расчет ВЛ 10 кв

4.1 Расчет нагрузок на магистралях линий

4.2 Выбор сечения проводов на участках линий и определение потерь напряжения

5. Выбор и сравнение вариантов схем ОРУ ВН

6. Расчет токов короткого замыкания

6.1 Расчётная схема установки

Нужна помощь в написании диплома?

Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.

Подробнее

6.2 Составление схемы замещения и определение ее параметров39

6.3 Расчет токов короткого замыкания

6.4 Расчет токов замыкания на землю

7. Выбор и проверка оборудования на пс к воздействию токов кз

7.1 Выбор и проверка выключателей и разъединителей

7.1.1 Выбор выключателей и разъединителей на стороне 110 Кв

7.1.2 Выбор выключателей на стороне 10 кВ

7.2 Выбор трансформаторов тока

7.3 Выбор трансформаторов напряжения

7.4 Выбор ограничителей перенапряжения

7.5 Выбор шин

7.6 Выбор опорных изоляторов

8. Собственные нужды подстанции

9. Релейная защита

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

9.1 Расчёт релейной защиты отходящих линий

9.1.1 Пример расчета защиты отходящих линий на примере линии 10 кВ «Подол»

9.1.2 Расчет уставок защит отходящих линий

9.2 Расчёт релейной защиты силовых трансформаторов

9.2.1 Расчет дифференциальной отсечки (ДЗТ-1)

9.2.2 Расчет дифференциальная защиты (ДЗТ-2)

9.2.3 Сигнализация небаланса в плечах дифференциальной защиты

9.2.4 МТЗ от перегрузки

9.2.5 МТЗ трансформатора от токов внешних КЗ 87

9.2.6 Газовая защита 88

9.3 Устройства автоматики подстанции 90

9.3.1 Автоматическое включение резерва (АВР) 90

9.3.2 Автоматическое повторное включение (АПВ) линий 10 кВ

10. Выбор измерительных приборов и средств АСКУЭ

Нужна помощь в написании диплома?

Подробнее

11. Экономическая часть ВКР

11.1 Сметно-финансовый расчет объекта проектирования 96

11.2 Расчет эффективности инвестиционных вложений в объект проектирования

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

Темой выпускной квалификационной работы является проектирование электроснабжения сельскохозяйственного района. Потребителями электроэнергии являются населенные пункты, мастерские. Они относятся к III категории надежности электроснабжения.

В настоящее время в связи с ростом электрических нагрузок в производственном и в бытовом секторах возникает необходимость строительства новых подстанций и реконструкции старых.

Трансформаторные подстанции, применяемые для электроснабжения сельских районов, имеют один или два трансформатора 110/10 кВ-2500-10000 кВ∙А. Место размещение подстанции выбирается вблизи центра электрических нагрузок, автомобильных дорог и железнодорожных станций. Подстанция (далее ПС) должна располагаться, как правило, на непригодных для сельскохозяйственного использования земель; на незаселенной или занятой кустарниками территории; по возможности вне зон интенсивных природных и промышленных загрязнений. Важным требованием при размещении ПС является обеспечение удобных заходов ВЛ.

Рациональное проектирование сетевых ПС всех типов и категорий и, в частности, рациональное и экономичное построение главных электрических схем, выбор параметров оборудования и аппаратуры, а также оптимальная их расстановка представляет собой сложную и ответственную задачу.

1. Краткая характеристика района и объекта проектирования

Основными потребителями электроэнергии являются объекты сельскохозяйственного типа: соответствующие населенные пункты (сельские поселения, деревни) и сельскохозяйственные предприятия, специализирующиеся на молочно-мясном животноводстве. Основная масса потребителей III категории надежности, но также присутствуют и потребители II категории, потребители I категории отсутствуют.

Присоединение подстанции к системе — двумя независимыми ВЛ-110 кВ, тип подстанции — проходная.

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

Резервное питание части потребителей II и III категории при выходе из строя ВЛ-110 кВ можно осуществить по стороне 10-кВ, по ВЛ, соединенным с подстанцией соседнего района.

Согласно метеорологическим данным и расчетам район климатических условий принят по гололеду 2 (расчетная толщина стенки гололедного отложения 10 мм), по ветру 1 (расчетная скорость ветра 22 м/сек).

Максимальная толщина стенки гололеда 15 мм;

Расчетный скоростной напор ветра на высоте до 15 м, даН/м²:

· максимальный 40;

· при гололеде 10.

Нормативная глубина промерзания грунта по площадке ПС — 165 см.

Грунтовые воды по площадке ПС встречены на глубине 0,7-1 м.

Район строительства по пляске проводов 1 (с редкой пляской проводов).

Температура воздуха, ⁰С:

· максимальная +35;

· минимальная -50;

· среднегодовая +1,4;

· средняя наиболее холодной пятидневки -33.

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

Число грозовых часов в году 20-40.

2. Расчет силовых нагрузок района

2.1 Определение расчетных нагрузок

Расчет нагрузок сетей 0,38-10 кВ производится согласно методике, приведенной в [1].

Расчёт производится по дневному и вечернему максимуму.

Коэффициент одновременности применяется при суммировании нагрузок потребителей, отличающихся друг от друга не более чем в 4 раза:

, кВт, (2.1)

, кВт, (2.2)

где — коэффициент участия потребителей в дневном и вечернем максимуме (табл. 2 [2]);

kо — коэффициент одновременности (таблица 3 [2]);

Pд.i, Pв.i — соответственно дневной и вечерний максимум нагрузки

i-го потребителя, кВт.

Общую нагрузку группы потребителей, в которой мощности отдельных потребителей отличаются в 4 раза и более или имеют различный режим работы, определяют путем прибавления к наибольшей нагрузке P_нбдолей меньших нагрузок ΔPi:

, кВт. (2.3)

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

Расчет нагрузки сети 0,38 кВ рассмотрим на примере п. Протасово.

В данном населенном пункте имеют место: школа, детские ясли, магазин, больница, дом культуры, хлебопекарня, котельная; жилой фонд состоит из частных домов.

Спецификация и характеристика электропотребителей рассматриваемого населенного пункта приведена в таблице 2.1.1.

Расчетную нагрузку на вводах производственных и общественных потребителей принимаем по таблице П1.1 [1].

Таблица 2.1.1

Электропотребители рассматриваемого населенного пункта

№ п/п	Наименование потребителей и их характеристика	Дневной максимум Р_Д, кВт	Вечерний максимум Р_В, кВт	сosφ_в	Шифр нагрузки по РД 34.20.178
1	Жилой дом	1,5	4	0,95	607
2	Магазин продовольственный	10	10	0,89	551
3	Дом культуры на 150-200 мест	5	14	0,86	525
4	Общеобразовательная школа на 320 учащихся	20	40	0,89	503
5	Детские ясли	4	3	0,8	356
6	Больница на 50 коек	50	10	0,8	534
7	Хлебопекарня	5	5	0,78	379
8	Котельная	15	15	0,81	110
9	Административное здание	15	8	0,85	518

Разделяем всех потребителей населенного пункта на три группы: бытовая, общественно-коммунальная и производственная.

Группа 1 — бытовая.

Состав группы: жилые дома. Подставляя числовые значения в (2.1) и (2.2), получаем:

(кВт);

(кВт).

Группа 2 — общественно-коммунальная.

Состав группы: магазин, дом культуры, школа, детские ясли, больница, администрация. Так как мощности отдельных потребителей отличаются более чем в 4 раза, используем табличный метод расчета. Подставляя численные значения в (2.3), получаем:

(кВт);

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

(кВт).

Группа 3 — производственная.

Состав группы: хлебопекарня и котельная. Суммируем нагрузки с учетом коэффициента одновременности. Подставляя численные значения в (2.1) и (2.2), получаем:

(кВт);

Суммируя расчетную нагрузку всех трех групп согласно выражению (2.3), получаем расчетную нагрузку на шинах ТП без учета наружного освещения:

(кВт);

(кВт).

Расчетная мощность ТП определяется по вечернему максимуму нагрузки, так как он больший. Рассчитаем нагрузку уличного освещения.

Расчетная нагрузка уличного освещения определяется по следующей формуле:

кВт, (2.4)

где Pул.осв. — нагрузка уличного освещения, Вт;

Руд.ул. — удельная нагрузка уличного освещения, Вт/м, для поселковых улиц с простейшим типом покрытий и шириной проезжей части 5-7 м (Руд.ул. = 5,5 Вт/м) [2];ул. — общая длина улиц, м, (принимаем lул. = 840 м).

Подставляя числовые значения, получаем:

Нужна помощь в написании диплома?

Подробнее

(кВт).

Расчетная нагрузка ТП с учетом наружного освещения составит:

(кВт).

Полная расчетная мощность ТП со смешанной нагрузкой равна:

кВ·А, (2.5)

где — средневзвешенный коэффициент мощности.

Принимаем — для смешанной нагрузки.

Тогда полная расчетная мощность ТП равна:

(кВ·А).

Принимаем трансформатор типа 2хТМГ-100/10/0,4 кВ. Применяем КТП киоскового типа с воздушным вводом.

Расчетная мощность остальных ТП 10/0,4 кВ определяется аналогично и представлена в приложении 1.

Расчетная нагрузка остальных потребителей представлена в таблице 2.1.2

Таблица 2.1.2

Расчетная нагрузка потребителей

Нужна помощь в написании диплома?

Подробнее

Потребитель	P_Р, кВт
ВЛ «Подол»
Замоставица	70,3
Бараново	180,6
Малое Безруково	219,4
Протасово	131,1
Дорожково	82,4
Данилово	119,7
Сергеево	73,9
Подол	72,4
Итого по ВЛ	720
ВЛ «Югский»
Бурцево	138,92
Еловино	178,5
Юшково	76,36
Емельяново	317,4
Воронино	282
Кобыльск	322,87
Спицыно	200,03
Югский	174,75
Слободка	72,21
Рыбино	76,36
Итого по ВЛ	1478
ВЛ «Шонга»
Маслово	221,72
Падерино	292,16
Барбалино	160,5
Шонга	223,56
Шилово	126,99
Шатенево	160,5
Емельянов Дор	126,16
Итого по ВЛ	1022
ВЛ «Голузино»
Шартаново	62,4
Наволок	264,8
Чирядка	198,4
Звезда	125,8
Курилово	168,3
Итого по ВЛ	697
ВЛ «Дорожково»
Воинская часть	271,6
Черная	374,24
Дорожково	544,7
Попово	82,4
Шатенево	204,3
Итого по ВЛ	1108
ВЛ «Захарово»
Японский поселок	308,8
Красавино	63
Недуброво	343,8
Продолжение таблицы 2.1.2.
Потребитель	PР, кВт
Княжигора	61,6
Киркино	211,5
Ваганово	75,2
Берсенево	216,9
Гаражи	103,6
Мохово	194,4
Заузлы	140,4
Захарово	95,9
Итого по ВЛ	1377
ВЛ «Кичменьга»
Раменье	55,5
Решетниково	124,5
Торопово	200,36
Новое Торопово	197,54
Слобода	62,25
Макараво	82,8
Лобаново	100,5
Подгорка	60
Поволочье	135,24
Сорокино	163,5
Итого по ВЛ	963
ВЛ «Пыжуг»
Нижняя Ентала	73,87
Верхняя Ентала	182,25
Нижний Енангск	64,5
Окончание таблицы 2.1.2.
Потребитель	PР, кВт
Верхний Енангск	72
Бакшеев Дор	203,35
Пыжуг	67,5
Итого по ВЛ	430
Итого:	7779

Суммарная нагрузка на шинах 10 кВ: кВт.

2.2 Построение графиков нагрузок районной подстанции.

Используя типовые графики нагрузок из [3] и приняв P_p_.за 100% типового графика, строим суточные графики нагрузок для зимнего и летнего периодов и годовой график нагрузки.

Значение для каждой ступени мощности суточного графика нагрузок находим из выражения:

, кВт, (2.6)

где — ордината соответствующей ступени типового графика, %.

Результаты расчета представлены в таблице 2.2.1 для летнего и зимнего суточных графиков соответственно.

Построение годового графика продолжительности нагрузок производится на основании суточного графика. Если предположить, что сельские потребители в среднем в течение года работают 200 дней по зимнему графику и 165 дней по летнему, то продолжительность действия нагрузок определяется по формуле [4]:

, (2.6)

где — продолжительность действия нагрузки i-ой ступени для летнего и зимнего графиков соответственно.

Результаты расчётов сведены в таблице 2.2.2.

Таблица 2.2.2

Результаты расчетов продолжительности действий нагрузки i-ой ступени для летнего и зимнего графиков соответственно

Ступень графика	Мощность ступени Р_i, кВт	Продолжительность действия нагрузки t_i, ч
Р₁	7779	365
Р₂	7390	1790
Р₃	7001	1495
Р₄	6612	1165
Р₅	5834	530
Р₆	5445	765
Р₇	5056	365
Р₈	4667	1330
Р₉	6223	495
Р₁₀	4278	165
Р₁₁	3889	495

Годовой график нагрузки представлен на рисунке 2.3.

Нужна помощь в написании диплома?

Подробнее

Рисунок 2.3 — Годовой график нагрузки

2.3 Расчёт основных технико-экономических показателей на основании графиков нагрузок

Потребляемая электроэнергия за год:

, МВт∙ч, (2.7)

где P_i — мощность i-ой ступени графика, МВт;

t_i — продолжительность ступени, ч.

= 7,77·365+7,39·1790+7·1495+6,61·1165+5,83·530+5,44·765+5·365+

+4,66·1130+6,22·495+4,27·165+3,88·495 = 54276,15 (МВт·ч).

Средняя нагрузка подстанции за год:

, МВт∙ч (2.8)

(МВт)

Продолжительность использования максимальной нагрузки:

, ч, (2.9)

(ч).

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

Время наибольших потерь:

, ч, (2.10)

(ч).

2.3.1. Определение расчётной мощности подстанции

При определении расчетной мощности подстанции следует учесть мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН), которые обычно присоединяются к сборным шинам НН, а также коэффициент перспективы роста нагрузок на 5-10 лет (К₁₀ = 1,25). Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается в пределах 0,5% от мощности ПС. Расчетную мощность подстанции определим по формуле:

S_{расч.п/с}= (S_расч+0,005×S_расч.)×К_10,(2.11)

где S_расч. = Р_р_Σ/cosj — расчетная мощность нагрузки подстанции, кВ×А.

Подставляя численные значения в (2.11), получаем:

S_{расч.п/с} = ((7779/0,83)) ×1,25 = 11761,8 (кВ∙А).

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов 110/10 кВ

Среди потребителей присутствуют электроприемники 1 и 2 категории надежности. Согласно ПУЭ, электроприёмники первой категории должны иметь электроснабжение от двух независимых взаиморезервируемых источников питания, поэтому выбираем к установке два трансформатора.

Для двухтрансформаторной подстанции рекомендуется установка трансформаторов одинаковой мощности; мощность трансформаторов определяется исходя из расчетной мощности подстанции и коэффициента загрузки:

, кВ∙А. (3.1)

где N — число трансформаторов;

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

К_З — коэффициент загрузки (К_З = 0,7).

(кВ∙А).

Рассмотрим несколько возможных к установке вариантов трансформаторов:

вариант — 2х ТМН-6300/110/10;

вариант — 2х ТДН-10000/110/10;

вариант — 2х ТДН-16000/110/10.

Коэффициент загрузки трансформаторов в часы максимума нагрузки определим по формуле:

, (3.2)

Подставляя численные значения в (3.2) получаем

Для всех рассматриваемых вариантов систематическая перегрузка при нормальном режиме работы отсутствует.

Проверим трансформаторы на возможность работы в аварийном режиме.

Допустимый коэффициент аварийной перегрузки находим по [5] исходя от h = 24 ч при средней температуре охлаждающей среды за время действия графика q_охл = -10,80 ⁰С: для варианта 1 — К_ав.доп. = 1,5; для вариантов 2,3 — К_ав.доп. = 1,5.

Коэффициенты аварийной перегрузки определяются по формуле:

(3.3)

Нужна помощь в написании диплома?

Подробнее

Подставляя численные значения в (3.3) получаем следующие соотношения расчетных и допустимых коэффицентов аварийной перегрузки для рассматриваемых вариантов:

Вариант 1 по условию аварийной перегрузки не проходит.

Выполним технико-экономическое сравнение вариантов 2 и 3.

Технико-экономического сравнение вариантов производится по приведённым затратам. Приведённые затраты определяем по формуле

З_Σ = (Е+Н_а)·К+И_Δ_W+И_ОБСЛ., тыс.руб./год, (3.4)

где Е — нормативный коэффициент экономической эффективности (Е = 0,160), год;

К — полные капитальные затраты с учетом стоимости оборудования и монтажных работ, тыс. руб.;

И_Δ_W — стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб./год;

Н_а— норма амортизационных отчислений (Н_а = 0,035), год;

И_ОБСЛ. — затраты на обслуживание тыс. руб.

Капитальные затраты рассчитываем по формуле:

К = Ц_о ( 1 + σ_т + σ_с + σ_м), тыс.руб., (3.5)

где Ц_о — оптовая цена оборудования, тыс. руб;

σ_т— коэффициент, учитывающий транспортно — заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования;

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

σ_т= 0,005,

σ_с— коэффициент, учитывающий затраты на строительные работы (σ_с = 0,020);

σ_м — коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования, σ_м = 0,100.

По (3.5) определяем капитальные затраты для варианта 2:

К₍₂₎ = 10000,000 (1 + 0,005+0,020+0,100) = 11250,000 (тыс. руб.).

Потери в трансформаторах, при раздельной работе, рассчитываем по формуле:

И_Δ_W_.тр. = С₀·(N_тр·∆Р_хх·Т_г + к_з²·∆Р_кз·τ_n∙ N_тр ), тыс. руб./год, (3.6)

где Т_г — годовое время работы трансформатора в зависимости от мощности, ч;

С₀ — стоимость электроэнергии, кВт×ч (тариф на электроэнергию для населения Вологодской области, проживающего в сельских населенных пунктах С₀ = 2,68 руб./кВт×ч);

N_тр— количество трансформаторов, шт.;

к_з — коэффициент загрузки;

∆P_ХХ — потери активной мощности в трансформаторе в режиме холостого хода, кВт;

∆P_КЗ — потери активной мощности в трансформаторе в режиме короткого замыкания, кВт;

t — время максимальных потерь, ч.

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

По (3.6) определяем потери в трансформаторе для варианта 2:

И_Δ_W_тр.(2) = 2,850 (2·18,000·8760 + 0,490²·60·5840,049∙2) =

= 1378,327 (тыс. руб).

Затраты на обслуживание и ремонт рассчитываем по формуле:

И_обсл = (Н_обсл + Н_рем)∙К_н, тыс. руб/год, (3.8)

где К_н — капитальные вложения в новое оборудование, тыс. руб;

Н_обсл, Н_рем — нормы отчислений на ремонт и обслуживание, %

(Н_обсл = 0,010, Н_рем = 0,029).

По (3.8) определяем затраты на обслуживание и ремонт для варианта 2:

И_обсл(2) = (0,010 +0,029)∙ 11250,000 = 438,750 тыс. руб./год.

По (3.4) определяем приведенные затраты для варианта 2:

З_Σ(2) = (0,035+0,160)∙ 11250+1378,327+438,750 = 4010,827, тыс. руб./год.

Для варианта 3 расчет ведется аналогично. Результаты расчета сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

Технико-экономическое сравнение вариантов КТП

Параметр	Размерность	вариант 2	вариант 3
		2х ТДН-10000/110	2х ТДН-16000/110
К_З	—	0,490	0,310
DР_ХХ	кВт	18,000	21,000
DР_КЗ	кВт	60,000	90,000
N∙Р_хх∙Т	кВтÌч	315360,000	367920,000
N∙Р_кз∙к_з²∙t	кВтÌч	168263,489	101021,166
ΔW	кВтÌч	483623,489	468941,166
И_Δ_W_.тр	тыс. руб.	1378,327	1336,482
К	тыс. руб.	11250	18000
И_{обсл.тр}	тыс. руб.	438,750	702
З_Σ	тыс. руб.	4010,827	5548,482

Затраты на вариант 3 больше, кроме того он характеризуется слишком низким коэффициентом загрузки в нормальном режиме работы (К_З = 0,31).

Таким образом, окончательно к установке принимаем 2-й вариант: 2х ТДН-1000/110/10.

4. Расчет ВЛ-10 кВ

Для воздушных линий сельскохозяйственных потребителей выбор проводов осуществляется по следующим условиям:

1) по номинальному току:

I_н ≥ I_р = , (4.1)

2) по экономической плотности тока:

F_р = , (4.2)

где J_эк = 1,1 — экономическая плотность тока для сельскохозяйственных потребителей, согласно [1].

Выбранный провод должен проверяться на допустимые потери напряжения:

ΔU% = <10% (4.3)

где l — длина линии, км;

R_o, X_o — активное удельное и реактивное сопротивление проводника, Ом.

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

φ _линии= arctg (Q_линии/P_линии) (4.4)

4.1 Расчет нагрузок на магистралях линий

Расчет нагрузок для участков линий проведен в разделе 2. Результаты расчетов приводятся в приложении А. В качестве примера рассматриваем ВЛ — 10 кВ «Подол», для этой ВЛ результаты расчетов нагрузок по участкам сведены в таблицу 4.1.1. Схема ВЛ приведена на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 — Схема ВЛ — 10 кВ «Подол» с нагрузками

Таблица 4.1.1

Расчетные нагрузки по участкам

Потребитель	S_Р, кВА	S_тр, кВА
ВЛ Подол
Замоставица	84,7	100
Бараново	217,6	250
Малое Безруково	221,3	250
Протасово	158	2х100
Дорожково	99,3	160
Данилово	144,2	160
Сергеево	89,0	100
Подол	87,2	100

В соответствие с рисунком 4.1 рассчитываются токи и нагрузки на магистрали и отпайках линии. Суммирование мощностей производим с учетом коэффициента одновременности. Результаты расчетов сведены в таблицу 4.1.2.

Таблица 4.1.2

Расчет токов и нагрузок отпаек и магистрали

Участок	S_н,, кВА	I_уч,, А
8-7	S1,8 = 87	5
7-6	Σ(S1.7, S1.8) = 171	9,8
6-5	Σ(S1.8, S1.7, S1.6) = 284	16,4
5-4	Σ(S1.8, S1.7, S1.6, S1.5) = 360	20,8
4-3	Σ(S1.8, S1.7, S1.6, S1.5, S1.4) = 459	26,5
3-2	Σ(S1.8, S1.7, S1.6, S1.5, S1.4, S1.3) = 638	36,8
2-1	Σ(S1.8, S1.7, S1.6, S1.5, S1.4, S1.3, S1.2) = 800	46,2
1-0	Σ(S1.8, S1.7, S1.6, S1.5, S1.4, S1.3, S1.2, S1.1) = 855	49,4

4.2 Выбор сечения проводов на участках линий и определение потерь напряжения

Сечение проводов в сельских воздушных линиях напряжением 10кВ выбираются в соответствии с рекомендацией ПУЭ о выполнении магистрали ВЛ проводами неизменного сечения и не менее 50 мм2.

Принимается к выполнению магистраль воздушной линии 10кВ проводом СИП-3 сечением не менее 50 мм², а отпайки проводом СИП-3 сечением не менее 35 мм².

Определяются потери напряжения на участках линии 10кВ.

Для самонесущих изолированных проводов типа СИП реактивное сопротивление не нормируется. Поэтому потери напряжения рассчитываются без учета реактивной составляющей.

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

В качестве примера рассмотрим определение потерь напряжения для участка линии 8-7 (к ТП 1.8 «Подол»). Участок выполнен проводом СИП-3 сечением 35 мм², которому соответствует:_o7-8 = 0,641 Ом/км,

S_7-8 = 104 кВА, Р_7-8= 86,3 кВт, Q_7-8= 70,2 квар;

L_7-8 = 0,95 км, U_ном = 10000 В;

ΔU_7-8 = = 0,05 %.

Выбираем сечение участка линии F_уч.р 35 мм².

Выбор сечения и определение потерь напряжения на других участках линии выполняется аналогично, результаты расчетов сведены в таблицу 4.2.1

Таблица 4.2.1

Выбор сечения проводов ВЛ «Подол»

Участок	S_уч.кВ·А	I_уч., А	F_уч.р.,мм²	Принятое сечение, мм²	R _уч._o , Ом/км	l _уч. ,км	ΔU_1.8, %
8-7	87	5	5	35	0,868	0,95	0,05
7-6	171	9,8	9	35	0,868	1,5	0,14
6-5	284	16,4	15	35	0,868	1,3	0,20
5-4	360	20,8	19	35	0,868	1,25	0,25
4-3	459	26,5	24	35	0,868	1	0,25
3-2	638	36,8	34	50	0,641	2,45	0,85
2-1	800	46,2	42	50	0,641	1,3	0,57
1-0	855	49,4	45	50	0,641	2	0,93
							2,31

Расчет по остальным линиям 10 кВ аналогичен расчету ВЛ-10 кВ «Подол», результаты расчета сведены в таблицу 4.2.2.

Таблица 4.2.2

Выбор сечения проводов линий 10 кВ

Участок	S_уч.кВ·А	I_уч., А	F_уч.р.мм²	Принятое сечение, мм²	R _уч._o , Ом/км	l _уч. ,км	ΔU, %
ВЛ-10 кВ «Югский»
10-0	1720	99,4	90	95	0,32	10,25	4,8
ВЛ-10 кВ «Шонга»
7-0	1198	70	63	70	0,443	10,25	4,62
ВЛ-10 кВ «Голузино»
5-0	814	47	43	50	0,641	7,25	3,22
ВЛ-10 кВ «Дорожково»
5-0	1140	66	60	70	0,443	8,25	3,54
ВЛ-10 кВ «Захараво»
11-0	1609	93	85	95	0,320	12,1	5,3
ВЛ-10 кВ «Кичменьга»
10-0	1130	65,3	59	70	0,443	12	5,11
ВЛ-10 кВ «Пыжуг»
6-0	630	36,4	33	50	0,641	12,3	4,22

ВЛ 10 кВ выполняем на деревянных опорах. Линейная арматура производства ЗАО «МЗВА», штыревые изоляторы фарфоровые, подвесные — стеклянные.

5. Выбор и сравнение вариантов схем ОРУ ВН

При выборе главной схемы подстанции необходимо учитывать несколько основных факторов:

Нужна помощь в написании диплома?

Подробнее

требуемая надежность работы РУ;

коммутация высоковольтных линий, трансформаторов и компенсирующих устройств с учетом перспективы развития ПС;

возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения присоединений или с отключением присоединений при соответствующем обосновании и согласовании;

наглядность, удобство эксплуатации, компактность и экономичность;

ремонтопригодность;

стоимость РУ.

В соответствии с задачами электроснабжения разрабатываемая подстанция является проходной. Подстанция имеет два трансформатора и две отходящие ВЛ 110 кВ. Для ПС 35, 110 и 220 кВ на стороне ВН при четырех присоединениях (2ВЛ+2Т) и необходимости осуществления секционирования сети применяются мостиковые схемы

Для проходных двухтрансформаторных ПС с двухсторонним питанием при необходимости сохранения в работе двух трансформаторов при КЗ (повреждении) на ВЛ в нормальном режиме работы ПС рекомендуется применить схему мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий (рисунок 5.1). При необходимости сохранения транзита при КЗ (повреждении) в трансформаторе рекомендуется применить схему мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов (рисунок 5.2.)

Принимая во внимание тот факт, что КЗ на воздушных линиях происходят реже, чем в трансформаторах, принимаем схему ОРУ — мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий.

Рисунок 5.1 — Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий

Рисунок 5.2 — Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов

На стороне 10 кВ применяется комплектное распределительное устройство на базе ячеек К-59 по схеме с одной секционированной системой шин.

6. Расчет токов короткого замыкания

Расчёт токов короткого замыкания проводится для выбора и проверки параметров основного силового оборудования, а также для выбора уставок необходимых средств релейной защиты и автоматики.

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

В соответствии с [7] введём ряд допущений, упрощающих расчёт и не вносящих в него существенных погрешностей:

линейность всех элементов схемы;

приближенный учёт нагрузок;

6пренебрежение активными сопротивлениями при X / R > 3;

симметричность всех элементов за исключением мест короткого замыкания;

токи намагничивания трансформаторов не учитываются.

Погрешность расчётов при данных допущениях не превышает 2-5% .

.1 Расчётная схема установки

Рисунок 6.1 — Расчетная схема с обозначением ступеней напряжения

Под расчетной схемой установки понимают упрощенную однолинейную схему электроустановки с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на расчет токов КЗ. Расчетная схема с обозначением ступеней напряжения представлена на рисунке 6.1.

6.2 Составление схемы замещения и определение ее параметров

Схема замещения для нормального режима работы представлена на рисунке 6.2. Расчет проводится в относительных единицах.

Рисунок 6.2 — Схема замещения для нормального режима работы

За базисную мощность принимаем мощность трансформатора:

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

S_б= S_тр-р = 10 МВ×А

Определим базисные напряжения и токи ступеней напряжений:

ВН: U_б,_I = 115 кВ;

(кА)

НН: U_б,_II = 10,5 кВ;

(кА)

Параметры энергосистем.

Мощность трехфазного короткого замыкания:

, МВ·А, (6.1)

где I_кзВН — ток короткого замыкания на шинах высокого напряжения, кА.

(МВ·А)

Сопротивления линий электропередач:

W1:

Нужна помощь в написании диплома?

Подробнее

= 0,27 Ом/км; Ом/км.

Значения сопротивлений всех других линий определяются аналогично и приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1Сопротивления линий

Обозначение параметра	Значение параметра для линии
	W1	W2	W3	W4	W5	W6	W7	W8	W9	W10
U_НОМ, кВ	110	110	10	10	10	10	10	10	10	10
Сечение провода	120	120	95	70	50	70	95	70	50	50
, Ом/км0,27	0,27	0,32	0,443	0,641	0,443	0,32	0,443	0,641	0,641
, Ом/км0,365	0,365	—	—	—	—	—	—	—	—
, км27	21	10,25	10,25	7,25	8,25	12,1	12	12,3	11,7
0,005	0,004	0,29	0,41	0,42	0,33	0,35	0,48	0,71	0,68
0,007	0,0058	—	—	—	—	—	—	—	—
0,08	0,007	0,29	0,41	0,42	0,33	0,35	0,48	0,71	0,68

Трансформаторы Т1, Т2:

Активное сопротивление трансформаторов во много раз меньше индуктивного, поэтому в расчете не учитываем активное сопротивление обмоток трансформатора.

6.3 Расчет токов короткого замыкания

Расчет проводится для следующих возможных режимов работы сети:

Нормальный режим работы (максимальный), когда по стороне 110 кВ осуществляется транзит мощности (Q1 включен), трансформаторы на раздельной работе по стороне 10 кВ.

Минимальный, когда линия W1 отключена (W1, так как режим минимума подразумевает питание подстанции от энергосистемы с меньшим значением S_k⁽³⁾, т.е. в данном случае С1), трансформаторы на раздельной работе по стороне 10 кВ.

Ток трехфазного короткого замыкания:

, (6.5)

где — полное суммарное эквивалентное сопротивление от источника питания до расчётной точки КЗ.

Установившееся значение тока при двухфазном КЗ определяется по значению тока трёхфазного КЗ:

, кА.(6.6)

Нужна помощь в написании диплома?

Подробнее

Ударный ток в точке КЗ:

кА, (6.7)

где — ударный коэффициент.

Ударный коэффициент определяется по формуле:

, (6.8)

где — расчётная постоянная времени, учитывающая затухание амплитуды периодической составляющей тока КЗ.

Постоянная времени определяется из выражения:

с, (6.9)

где — суммарные сопротивления схемы замещения, в которую все элементы введены соответственно только индуктивными и только активными сопротивлениями.

Расчёт токов КЗ производим без учёта подпитки со стороны нагрузки.

В качестве примера рассмотрен расчет токов КЗ в точке К1.

Максимальный режим.

Преобразуем схему замещения к простейшему виду. Простейшей называется схема, в которой каждый источник э.д.с. связан с местом повреждения через одно сопротивление.

Изначально схема замещения для расчета точки К1 имеет вид, представленный на рисунке 6.3.

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

Рисунок 6.3 — Начальная схема замещения для расчета точки К1

Сложим сопротивления последовательно соединенных ветвей 0 — 1 и 1 — 2, 2 — 3 и 3 — 0:

Z₅ =

Z₆ = .

Полученная в результате такого преобразования схема является простейшей и представлена на рисунке 6.4.

Рисунок 6.4 — Начальная схема замещения для расчета точки К1Находим ток трехфазного короткого замыкания в точке К1:

Суммарный ток к. з. в точке К1:

Определим ударный ток в точке К1.Постоянная времени первой ветви:

Ударный коэффициент:

Постоянная времени 2-ой ветви:

Ударный коэффициент:

Тогда, ударный ток 2-ой ветви:

Суммарный ударный ток трехфазного к. з. для точки К1:

Расчеты для других точек проводятся аналогично. Результаты расчетов представлены в таблице 6.2.

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

Таблица 6.2

Результаты расчета токов короткого замыкания

Точка КЗ	Максимальный режим				Минимальный режим
	Z_∑	, кА
К1	0,057	3,85	8,51	3,3	0,020	2,451	2,1	6,6
К2	0,057	3,85	8,51	3,3	0,020	2,451	2,1	6,6
К3	0,12	4,57	10,87	3,93	0,13	4,32	3,71	10,73
К4	0,12	4,57	10,87	3,93	0,13	4,32	3,71	10,73
К5	0,29	1,84	5,07	1,58	0,29	1,83	1,58	5,08
К6	0,41	1,31	3,62	1,12	0,41	1,30	1,12	3,62
К7	0,42	1,28	3,53	1,10	0,42	1,27	1,09	3,54
К8	0,33	1,62	4,47	1,39	0,33	1,61	1,39	4,48
К9	0,35	1,53	4,22	1,31	0,35	1,52	1,31	4,23
К10	0,48	1,12	3,10	0,96	0,48	1,11	0,96	3,10
К11	0,71	0,76	2,11	0,65	0,71	0,76	0,65	2,11
К12	0,68	0,79	2,20	0,68	0,68	0,79	0,68	2,20

6.4 Расчет токов замыкания на землю

Расчет токов замыкания на землю в сетях, работающих с изолированной нейтралью, производится с целью определения необходимости компенсации емкостных токов, путем установки заземляющих дугогасящих реакторов. Согласно ПУЭ, компенсация предусматривается в нормальном режиме в сетях 3-20 кВ, имеющих железобетонные опоры на воздушных линиях, и во всех сетях 35 кВ, при емкостном токе более 10 А.

Ток однофазного замыкания на землю в соответствии с [8], с точностью для практических расчетов, в том числе, для решения вопроса о необходимости компенсации емкостного тока замыкания на землю, рассчитываем по формуле:

I_з⁽¹⁾ = 3 ∙ U_ф ∙ ω ∙ С_уд∙ L, А, (6.10)

где U_ф — напряжение фазы сети, кВ;

ω — угловая частота напряжения сети, с^-1;

С_уд — емкость 1 км фазы сети относительно земли, мкФ/км;

L — общая протяженность сети, км.

Но с точностью для практических расчетов, в том числе, для решения вопроса о необходимости компенсации емкостного тока замыкания на землю, расчет производим по формуле:

А, (6.11)

где U_ном — номинальное напряжение сети, кВ;

L_в — общая протяженность воздушных линий сети, км;

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

L_к — общая протяженность кабельных линий , км.

В данном случае, раздельная работа силовых трансформаторов (секционные выключатели отключены) является нормальным режимом.

Определим ток однофазного замыкания на землю для ля отходящих линий 10 кВ:

(А).

Согласно [4], компенсация емкостного тока замыкания на землю должна применяться при значениях этого тока в нормальных режимах:

в сетях напряжением 3-20 кВ, имеющих железобетонные и металлические опоры на воздушных линиях электропередачи, и во всех сетях напряжением 35 кВ — более 10 А. В нашем случае компенсация не требуется.

7. Выбор и проверка оборудования на пс к воздействию токов кз

7.1 Выбор и проверка выключателей и разъединителей

Выключатели и разъединители выбираются по следующим условиям:

где ток короткого трёхфазного замыкания в максимальном

режиме (из таблицы 6.2);

)где ток динамической стойкости выключателя или разъединителя;

сквозной предельный ток выключателя или разъединителя;

ударный ток короткого замыкания (из таблицы 6.2).

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

)где номинальный ток термической стойкости выключателя;

номинальное время термической стойкости (3-4 сек.);

тепловой импульс тока короткого замыкания.

∙с. (7.1)

с. (7.2)

где полное время срабатывания выключателя, с;

время срабатывания релейной защиты, с;

собственное время отключения выключателя, с.

7.1.1 Выбор выключателей и разъединителей на стороне 110 кВ

Рассчитываем максимальный рабочий ток:

А, (7.3)где S_р.п/ст— максимальная расчётная мощность подстанции.

Следует отметить, что так как подстанция проходного типа, максимальный рабочий ток, проходящий через секционный выключатель, зависит не только от максимальной расчетной мощности подстанции, но и параметров транзитного режима. Исходя из этого, максимальный рабочий ток через секционный выключатель принимается = 300 А.

Согласно напряжению электроустановки и максимального рабочего тока, предварительно выбираем выключатель ВГТ-110-II*-40/2000УХЛ1.

Проверим выключатель по отключающей способности и на электродинамическую стойкость.

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

Согласно таблице 6.2, значения периодической составляющей тока КЗ и ударного тока КЗ в месте установки выключателя имеют значения соответственно. Проверяем выполнение условий для выбранного выключателя:

Условия выполняются.

Проверяем выключатель по термической стойкости.

Для выбранного выключателя:

По (7.1) рассчитываем тепловой импульс тока короткого замыкания:

То есть, условие термической стойкости выполняется:

1.Таким образом, выключатель ВГТ-110-II-40/200УХЛ1 удовлетворяет всем условиям выбора и окончательно принимается к установке.

Выбираем разъединители РДЗ-110, с моторными приводами типа ПРГ-2БУХЛ1. Для трансформаторных выбираем разъединители с одним комплектом заземляющих ножей; для линейных разъединителей, разъединителей ремонтной перемычки и разъединителей шинных I и IIс.ш. — с двумя комплектами заземляющих ножей.

Проверка разъединителей проводится аналогично проверке выключателей. Выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям.

Технические данные выключателей и разъединителей 110 кВ приведены в приложении 3.

7.1.2 Выбор выключателей на стороне 10 кВ

Максимальный рабочий ток:

Согласно напряжению электроустановки и рассчитанного максимального рабочего тока, предварительно выбираем выключатель BB/TEL -10-12.5/1000-У2.

Проверим выключатель по отключающей способности и на электродинамическую стойкость.

Нужна помощь в написании диплома?

Подробнее

Условия выполняются.

Проверяем выключатель по термической стойкости.

Для выбранного выключателя:

По (7.1) рассчитываем тепловой импульс тока короткого замыкания:

То есть, условие термической стойкости выполняется:

Таким образом, выключатель BB/TEL-10-12.5/1000-У2 удовлетворяет всем условиям выбора и окончательно принимается к установке.

7Выбор линейных выключателей осуществляется по наиболее нагруженной линии. Принимается к установке выключатель BB/TEL-10-12.5/1000-У2. Выключатель удовлетворяет всем условиям проверки.

Технические данные выбранных выключателей по стороне 10 кВ приведены в приложении 3.

7.2 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока предназначены для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения, а также для питания цепей вторичной коммутации.

Выбор трансформаторов осуществляется:

1) по напряжению установки U_цеп≤U_ном;

2) по току I_pmax≤I_1ном;

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

3) по конструкции и классу точности;

4) по электродинамической стойкости i_уд≤i_дин;

5) по термической стойкости B_k≤I_T²t_T; По напряжению и максимальному рабочему току на стороне 110 кВ выбираем трансформаторы тока, встроенные в силовой трансформатор типа ТВТ-110-I-300/5.

Выбранный трансформатор удовлетворяет условию электродинамической прочности i_уд= 8,51кА≤ i_дин = 40кА и проходит по условию термической стойкости B_k = 2,64кА∙с≤ I_T²t_T = 1200кА∙с.

Также устанавливаем наружные элегазовые трансформаторы тока ТГФМ-110-У1-100/5. Данный трансформатор также удовлетворяет условиям выбора.

К установке трансформаторов тока на секционный выключатель 110 кВ принимаем ТГФМ-110-У1-300/5.

Для стороны 10 кВ, исходя из выбора по напряжению и максимальному рабочему току принимаем к установке ТОЛ-10 с кратностью тока 600/5. Трансформатор удовлетворяет условиям проверки по электродинамической и термической стойкости соответственно: i_уд= 10,87кА≤ i_дин = 40кА и проходит по условию термической стойкости:B_k = 2,73кА∙с≤ I_T²t_T = 1600кА∙с.

Результаты выбора трансформаторов для отходящих линий 10 кВ сведены в таблицу 7.1.

Технические параметры всех выбранных трансформаторов тока представлены в таблице 7.2.

Таблица 7.1

Технические параметры ТТ

Наименование	ТОЛ-10	ТОЛ-1-1
Номинальное напряжение, кВ	10 или 11
Номинальная частота, Гц	50 или 60	50 или 60
Номинальный первичный ток, А	50, 80, 100, 150, 200, 300, 400, 600	5, 10, 15, 20, 30, 40, 50, 75, 80, 100, 150, 200, 300, 400, 500, 600, 750, 800, 1000, 1200, 1500, 2000
Класс точности вторичной обмотки для измерений вторичной обмотки для защиты	0,5; 0,5S; 0,2; 0,2S10P	0,5; 0,5S; 0,2; 0,2S10Р
Номинальный вторичный ток, А	1; 5
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	12	12
Масса, кг	20	20

Таблица 7.2

Параметры ТТ на отходящих линиях 10 кВ

Место установки	Uном кВ	Расчётные данные			Номинальные параметры ТОЛ-10
		Iраб.max,A	Iуд, кА
Подол	10	49,4	10,87	22,85	50/5	8	48
Югский	10	99,4	10,87	22,85	100/5	51	306
Шонга	10	70	10,87	22,85	75/5	20	120
Голузино	10	47	10,87	22,85	50/5	8	48
Дорожково	10	66	10,87	22,85	75/5	20	120
Захарово	10	93	10,87	22,85	100/5	51	306
Кичменьга	10	65,3	10,87	22,85	75/5	20	120
Пыжуг	10	36,4	10,87	22,85	50/5	8	48

7.3 Выбор трансформаторов напряжения

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартной величины и для отделения цепей измерительных приборов и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Условием выбора трансформатора напряжения является принимаем к установке на шинах 110 кВ НКФ-110-У1, на шинах 10 кВ НАМИ-10-У3. Технические данные выбранных трансформаторов приведены в таблице 7.3 и 7.4

силовой трансформатор подстанция мощность ток

Таблица 7.3

Технические данные ТН НКФ-110-У1

Типоисполнение	Номинальные напряжения обмоток, В			Номинальные мощности, В·А в классах точности			Предельная мощность, В·А
НКФ-110-94 У1НКФ-110-94 Т1НКФ-110-94 ХЛ1	первичной	Вторичной		0,5	1,0	3,0	2000
		основной	Дополнительной
	110000 √ 3	100 √ 3	100	500	1000	300

Таблица 7.4

Технические данные ТН НАМИ-10-У3

Наименование параметра	Норма
	НАМИ-6 У3	НАМИ-10 У3	60001003; 100	100001003; 100
Номинальная мощность, ВА:- основных вторичных обмоток- дополнительных вторичных обмоток	7530	7530
Предельная мощность, ВА	1000	1000
Ток холостого хода, не более, А	1,5	1,5
Основная погрешность- по напряжению- по углу	±0,520	±0,520
Масса, кг	110	115
Средний срок службы, лет	25	25

7.4 Выбор ограничителей перенапряжения

Защиту от перенапряжений изоляции трансформаторов и аппаратуры выше 1кВ подстанции выполняем ограничителями перенапряжения. ОПН устанавливаются на каждую сторону 110 и 10кВ, а также в нейтрали силовых трансформаторов.

Главным обстоятельством, определяющим безаварийную работу ограничителей, является длительное допустимое рабочее напряжение на аппарате U_нр. Напряжение на подстанциях в нормальном режиме должно быть не более для сетей 10 кВ.

Следующим из основных параметров, определяющих электрические характеристики нелинейных ограничителей перенапряжений, является величина импульсного тока, допустимого через варисторы упомянутых защитных аппаратов.

На вводах высшего напряжения и в нейтрали силовых трансформаторов устанавливаются ОПН/TEL 110-УХЛ1, производства Таврида-электрик.

В ячейках 10 кВ предусматривается установка ОПН/TEL, производства Таврида-электрик.

Технические параметры выбранных ОПН представлены в приложении 4.

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

7.5 Выбор шин

Шины всех РУ выполняем жесткой конструкции. Выбор шин производится по следующим условиям [6, с.220]:

1) по допустимому току

2) на термическую стойкость

Где s — сечение выбранной шины;

(7.4)

Где s_min — минимальное сечение по термической стойкости;

В_к — тепловой импульс, А²·с;

С — коэффициент зависящий от материала шин. Для алюминиевых шин [1, с.167] принимаем ;

3) на электродинамическую стойкость (производится определение частоты собственных колебаний шин):

f₀= , Гц, (7.5)

где f₀ — частота собственных колебаний шин, Гц;

l — длина провода между изоляторами, м;

s — сечение шины, см²;

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

J — момент инерции поперечного сечения шины, см⁴;

Для шин трубчатого сечения

. (7.6)

где D — наружный диаметр шины, см;

d — внутренний диаметр шины, см.

Если частота собственных колебаний f₀< 200 Гц, то производится механический расчет по условию:

(7.7)

где σ_доп — допустимое механическое напряжение в материале шин,

МПа. По [6, таблица 4.2] принимаем для алюминиевых

шин σ_доп = 40 МПа:

МПа; (7.8)

Где σ_доп — расчетное механическое напряжение, МПа;

i_уд — ударный ток, А;

l — длина пролета между изоляторами, м;

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

а — расстояние между фаз, м;

W — момент сопротивления шины, см³.

Для шин трубчатого сечения:

. (7.9)

Для ошиновки ОРУ-110 кВ выбираем шины трубчатого сечения из алюминиевого сплава 1915Т. Расположение фаз — горизонтальное. Сечение шины s = 87 мм², наружный диаметр D = 20 мм, внутренний диаметр d = 17 мм, допустимый ток I_доп = 345 А.

Проверяем шины по допустимому току:

I_max = 300 А < I_доп = 345 (А).

Проверяем шины на термическую стойкость:

<s = 87 (мм².)

Проверяем шины на электродинамическую стойкость:

Принимаем длину пролета l = 4 м, тогда частота собственных колебаний:

f₀= ;

т.е. требуется механический расчет. Момент сопротивления шины:

Принимаем междуфазное расстояние а = 2 м, тогда механическое напряжение в материале шины по (7.8):

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

σ_расч = = 25,4 (МПа);

Таким образом, шины удовлетворяют условию механической прочности.

Выбор сборных шин 10 кВ.

Максимальное значение тока на шинах 10 кВ:

По [5] выбираются алюминиевые шины прямоугольного сечения, размером

Проверяем выбранные шины по условиям:

1) по допустимому току:

,8 (А) < 765 (А).

2) термической стойкости:

3) электродинамической стойкости:

, (7.10)

где b — толщина шины, см;

h — ширина шины, см.

.Принимаем длину пролета l = 1 м, тогда частота собственных колебаний:

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

f₀= ;

Значит, механический расчет не требуется.

Сборные шины удовлетворяют всем условиям выбора.Для связи трансформаторов с распредустройствами всех напряжений применяются гибкие токопроводы.

Выбор токопроводов 110 кВ.

Определяем сечение:

По [9, таблица 4.5] при Т_max = 6925 ч для 110 кВ принимаем j_эк = 1,1 А/мм².

Выбирается провод АС-150/24.

наружный диаметр провода d = 17 мм.

Проверяем выбранное сечение на термическую стойкость:

S_min = <150 мм².

Проверяем выбранное сечение по нагреву:

I_max = 420A<I_доп = 331А

Фазы расположены горизонтально, расстояние между фазами а = 3 м.

Проверка шин на схлёстывание не проводится, так как по [1, с.374].

Нужна помощь в написании диплома?

Подробнее

Проверка по условию коронирования.

Начальная критическая напряжённость:

(7.11)

где m — коэффициент, учитывающий шероховатость провода, m = 0,82;

— радиус провода, мм.

Напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода:

где D_ср — среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см.

Условия проверки по [8, с.237]:

(7.12)

Таким образом выбранный провод АС-150/24 удовлетворяет всем условиям проверки и окончательно принимается к установке в качестве гибкого токопровода на стороне 110 кВ.

Выбор токопроводов 10 кВ:

Выбираем провод марки 3хАС-185, I_доп = 1530 А.

Проверяем выбранное сечение на термическую стойкость:

S_min = < 185 мм².

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

Проверяем выбранное сечение по нагреву:

I_max = 571,4 A, что меньше I_доп = 1530 А.

Проверка на электродинамическую стойкость не требуется, т.к. I_K³ = 4,55 кА < 20 кА.

7.6 Выбор опорных изоляторов

В РУ всех напряжений предполагается жёсткая ошиновка, жёсткие щиты крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям [2, c.226] ;

по номинальному напряжению: U_уст ≤ U_ном;

по допустимой нагрузке: F_расч≤ F_доп,

где F_доп — допустимая нагрузка на головку изолятора.F_доп= 0,6 F_разр,

где F_разр — разрушающая нагрузка на изгиб.

При горизонтальном и вертикальном размещении изоляторов расчётная сила, действующая на изолятор, H:

F_расч = ,

где i_уд — ударный ток, А;

ℓ — длина пролёта между изоляторами, м;

a — расстояние между фаз, м.

Нужна помощь в написании диплома?

Подробнее

F_{длит.допуст.} = 2000 Н, F_{мин.разр.}= 5500 Н;

F_расч = = 17,29 Н.

Таким образом, F_расч< F_доп.

На стороне 110 кВ устанавливаем полимерные опорные изоляторы стержневого типа ИОСПК-10-110/480-II-УХЛ1. Шинная опора выполнена в виде изоляционной колонны, установленной на сварном основании, с закрепленным на ней шинодержателем с экраном (экранами). Основание выполнено из стали и защищено от коррозии методом горячего цинкования. Экраны предназначены для защиты верхних элементов конструкции опоры от коронирования и для улучшения распределения напряжения по высоте колонны. Экраны закрепляются на шинодержателях кронштейнами. Их данные приведены в таблице 7.5.

Таблица 7.5

Технические характеристики изолятора ИОСПК-10-110/480-II-УХЛ1

Номинальное напряжение, Кв	110
Испытательное напряжение полного грозового импульса, кВ	480
При напряжении Uнр/V3 кВ уровень радиопомех, дб (мкВ) не более (при отсутствии видимой короны на фланцах и оконцевателях изолятора)	60(500)
Минимальная разрушающая сила при изгибе, кН, не менее (во всем диапазоне рабочих температур)	10
Длина пути утечки, см, не менее	250/280
Масса, кг, не более	16

На стороне 10кВ устанавливаем полимерные опорные изоляторы стержневого типа ИОСПК-6-10/85-II-УХЛ1. Изолятор может применяться в поворотном устройстве разъединителей в качестве опорного изолирующего элемента, поддерживающего токоведущие шины и ножи разъединителей при эксплуатации на открытом воздухе, а также в качестве шинной опоры. Их данные приведены в таблице 7.6.

F_разр = 2000Н, тогда F_доп= 1200Н

F_расч = 309.3Н

Таким образом F_расч< F_доп.

Таблица 7.6

Технические характеристики изолятора ИОСПК-6-10/85-II-УХЛ1

Номинальное напряжение, кВ	10
Испытательное напряжение полного грозового импульса, кВ	85
Минимальная разрушающая сила при изгибе, кН, не менее (во всем диапазоне рабочих температур)	6
Длина пути утечки, см, не менее	37,7
Масса, кг, не более	1,6

8. Собственные нужды подстанции

Для электроснабжения потребителей СН подстанций предусматриваются установка двух трансформаторов собственных нужд (ТСН) со вторичным напряжением 380/220 В, которые подключаем к шинам РУ 10 кВ.На стороне низшего напряжения трансформаторы работают раздельно, каждый на свою секцию, с АВР на секционной связи.

Нужна помощь в написании диплома?

Подробнее

Потребителями собственных нужд являются электродвигатели обдува трансформаторов, обогрев приводов выключателей, шкафов КРУН, освещение подстанции и другие потребители.

Наиболее ответственными потребителями собственных нужд являются оперативные цепи, система связи и телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение подстанции.

В соответствии с [4] для питания цепей управления, автоматики, сигнализации и защиты применяем систему оперативного постоянного тока (СОПТ). Источник питания потребителей постоянного тока — аккумуляторные батареи (АБ) и зарядно-подзарядные устройства, работающие в режиме постоянного подзаряда. В соответствии с [4], СОПТ выполняется централизованной, с двумя АБ. Для каждой АБ должен предусматриваться отдельный щит постоянного тока. Выбираем к установке систему оперативного постоянного тока с двумя аккумуляторными батареями производства завода Конвертор: система состоит из аккумуляторных батарей, блоков с предохранителями, зарядно-подзарядных агрегатов, щитов постоянного тока, состоящих из нескольких шкафов с коммутационной аппаратурой и шкафов с автоматическими выключателями. Все элементы СОПТ объединены единой микропроцессорной сетью.

Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам собственных нужд с учётом коэффициента загрузки и одновременности, [6]:

Расчетная нагрузка собственных нужд принимается равной:

Р_р = К_о ∙ Р_н , кВт. (8.1)

квар, (8.2)

где К_о — коэффициент одновременности.

tg φ — соответствует cos φ данной группы электроприемников.

Полная расчетная мощность:

кВ∙А. (8.3)

Расчетный ток для группы электроприемников находится по формуле:

А. (8.4)

Где U_ном — номинальное напряжение сети, кВ.

Нужна помощь в написании диплома?

Подробнее

Определим основные нагрузки потребителей собственных нужд и сведем их в таблицу 8.1.

Таблица 8.1

Расчет нагрузок СН

№	Наименование потребителя	Кол-во, шт	P_ном, кВт	К_О	cosφ	Р_р, кВт	S_р, кВ·А	I_р, А
1	Приводы РПН силового трансформатора	2	1,2	0,4	0,7	0,48	0,69	1,04
2	Обогрев привода РПН силового трансформатора	2	1	0,11	0,95	0,11	0,12	0,18
3	Охлаждение трансформаторов	2	3,5	0,8	0,7	2,8	4	6,08
4	Приводы разъединителей 110 кВ	8	0,5	0,3	0,7	0,15	0,21	0,33
5	Обогрев приводов разъединителей 110 кВ	8	0,38	0,11	0,95	0,04	0,04	0,07
6	Обогрев приводов выключателей 110 кВ	2	1,5	0,11	0,95	0,17	0,17	0,26
7	Приводы выключателей 110 кВ	2	0,5	0,3	0,7	0,15	0,21	0,33
8	Обогрев КРУН-10 кВ	41	1,3	0,11	0,95	0,14	0,15	0,23
9	Освещение КРУН-10 кВ	41	0,1	0,7	0,95	0,07	0,07	0,11
10	Приводы выключателей 10 кВ	38	0,3	0,3	0,7	0,09	0,13	0,2
11	Аварийное освещение	41	0,06	1	0,95	0,06	0,06	0,1
12	Наружное освещение	4	1,2	0,5	0,95	0,6	0,63	0,96
13	Питание ШУОТ	1	17	0,8	0,8	13,6	17	25,86
14	Аппаратура связи и телемеханики	1	3,5	1	0,95	3,5	3,68	5,6
15	Охранно-пожарная сигнализация	2	0,03	1	0,9	0,03	0,03	0,05
16	Освещение здания ОПУ	6	1	0,7	0,95	0,7	0,74	1,12	Обогрев здания ОПУ	2	36,6	0,11	0,95	4,03	4,24	6,45
18	Вентиляция	2	0,18	0,5	0,8	0,09	0,11	0,17
19	Панель ввода питания	1	4	0,8	0,8	3,2	4	6,08
	Итого:					30,01	36,3	55,22

Выбор трансформаторов собственных нужд

Согласно [4], на всех ПС необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд.

Мощность трансформаторов определяется по выражению:

, кВ∙А, (8.5)

где — номинальная мощность трансформатора;

(кВ·А).

Выбираем два трансформатора ТМГ — 40/10/0,4.

9. Релейная защита

9.1 Расчёт релейной защиты отходящих линий

Релейную защиту подстанции выполняем на базе блоков микропроцессорной релейной защиты «Сириус».

Устройство «Сириус» является комбинированным микропроцессорным терминалом релейной защиты и автоматики. Применение в устройстве модульной мультипроцессорной архитектуры наряду с современными технологиями поверхностного монтажа обеспечивают высокую надежность, большую вычислительную мощность и быстродействие, а также высокую точность измерения электрических величин и временных интервалов, что дает возможность снизить ступени селективности и повысить чувствительность терминала.

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

Устройство обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:

выполнение функций защит, автоматики и управления, определенных ПУЭ и ПТЭ;

задание внутренней конфигурации (ввод/вывод защит, автоматики, сигнализации и т.д.);

ввод и хранение уставок защит и автоматики;

передачу параметров аварии, ввод и изменение уставок по линии связи;

непрерывный оперативный контроль работоспособности (самодиагностику) в течение всего времени работы;

блокировку всех выходов при неисправности устройства для исключения ложных срабатываний;

получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачу команд аварийной и предупредительной сигнализации;

гальваническую развязку всех входов и выходов, включая питание, для обеспечения высокой помехозащищенности;

высокое сопротивление и прочность изоляции входов и выходов относительно корпуса и между собой для повышения устойчивости устройства к перенапряжениям, возникающим во вторичных цепях.

Питание цепей релейной защиты и автоматики (РЗА) осуществляется на выпрямленном оперативном токе от блока питания и зарядки.

9.1.1 Пример расчета защиты отходящих линий на примере линии 10 кВ «Подол»

Расчетная схема представлена на рисунке 9.1.

Рассчитаем защиту трансформаторов Т1-Т8.

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

Согласно [ПУЭ], в случаях присоединения трансформаторов к линиям без выключателей для отключения повреждений в трансформаторе должна быть предусмотрена установка предохранителей на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора.

Выбираем для защиты трансформаторов Т1-Т8 предохранители типа ПКТ из условий отстройки от максимального рабочего тока и от броска тока намагничивания при включении трансформатора на холостой ход.

Для трансформатора Т1:

(А),

где — мощность трансформатора, кВ·А;

— коэффициент перегрузки = 1,5.

Выбираем предохранитель ПКТ-101-10-16-12,5-У3.

Для остальных трансформаторов расчет и выбор предохранителей ведется аналогично.

Результаты выбора предохранителей представлены в таблице 9.1.

Рисунок 9.1 — Расчетная схема ВЛ 10 кВ «Подол»

Таблица 9.1

Расчет параметров плавких предохранителей

Обозначение на схеме	Мощность трансформатора, кВ·А	, А
T1	100	8,7	ПКТ-101-10-16-12,5-У3	16
T2	160	13,8	ПКТ-101-10-16-12,5-У3	16
T3	250	21,6	ПКТ-101-10-31,5-20,0-У3	31,5
T4	250	21,6	ПКТ-101-10-31,5-20,0-У3	31,5
T5	100	8,7	ПКТ-101-10-16-12,5-У3	16
T6	160	13,8	ПКТ-101-10-16-12,5-У3	16
T7	160	13,8	ПКТ-101-10-16-12,5-У3	16
Т8	100	8,7	ПКТ-101-10-16-12,5-У3	16

Времятоковую характеристику предохранителя трансформатора с наибольшей мощностью (Т2) переносим из [8] на карту селективности (рисунок 9.2). Известно, что отклонения ожидаемого тока плавления плавкого элемента при заданном времени плавления от типовых значений достигают 20%. Поэтому типовая характеристика предохранителя Т1 смещена вправо на 20%.

Рассчитываем защиту магистральной линии W4.

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

При расчетах принимаются следующие коэффициенты:

— коэффициент возврата;

— коэффициент запаса для МТЗ;

— коэффициент запаса для токовых отсечек без выдержки времени.

Расчёт уставок:

Принимаем схему ТТ, соединенных в неполную звезду, в фазные провода которой включено устройство «Сириус — 2Л».

Селективная токовая отсечка без выдержки времени:

1.Ток срабатывания устройства:

Выбираем уставку следующей ступени защиты — МТЗ

2. Ток срабатывания устройства:

Выбираем время срабатывания защиты линии по условиям согласования по току и времени с защитными устройствами предыдущих элементов. Предыдущим расчётным элементом является наиболее мощный из трансформаторов ответвлений — трансформатор мощностью 250 кВ·А. Его защита выполнена (таблица 9.1) с помощью плавкого предохранителя типа ПКТ-10 на номинальный ток 31,5 А.

Выбираем крутую времятоковую характеристику (рисунок 9.2). Для этой характеристики время срабатывания защиты определяется выражением:

где Т_УСТ. — уставка по времени, Т_УСТ. = 0,5 с.

Проверяем чувствительность защиты в режиме основного действия:

Нужна помощь в написании диплома?

Подробнее

Защита достаточно чувствительна.

Проверка ТТ на 10% погрешность проводится по [9].

(9.1)

где — вторичная нагрузка трансформатора тока;

— номинальная допустимая нагрузка ТТ в выбранном классе точности.

Рисунок 9.2 — Согласование МТЗ линии W4 с работой предохранителей

Предельная кратность определяется по результатам расчёта отсечки:

(9.2)

По кривым предельной кратности [8] для ТОЛ-10: Ом

Фактическое расчетное сопротивление нагрузки:

Ом; (9.3)

где — сопротивление соединительных проводов, зависящее от их длины и сечения;

— сопротивление контактов, принимается равным 0,1 Ом [6];

— сопротивление приборов (устройства “Сириус 2Л”):

Нужна помощь в написании диплома?

Подробнее

Ом; (9.4)

где — мощность, потребляемая “Сириус 2Л” по токовым каналам;

— вторичный номинальный ток устройства, А.

Сопротивление “Сириус-2Л”:

сопротивление соединительных проводов:

Ом, (9.5)

где ρ — удельное сопротивление материала провода;

l_расч— длина соединительных проводов от ТТ до устройства “Сириус 2Л”, которое приблизительно равно 4 м [2];

q — сечение соединительных проводов, минимальное сечение по условиям прочности для медных жил, q = 2,5 мм² [1].

Результирующее сопротивление равно по (9.3):

что меньше, чем Ом, следовательно, полная погрешность трансформатора тока менее 10%.

9.1.2 Расчет уставок защит отходящих линий

Защита всех отходящих линий 10 кВ реализована таким же образом, как и рассмотренная в п.9.1.1. Расчет уставок защит и их проверка производится аналогично. Результаты выбора уставок защит приведены в Приложении 2.

Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью не является КЗ, поэтому защиту выполняют действующей на сигнал. В сетях простой конфигурации допускается применение только общего устройства неизбирательной сигнализации, контролирующего состояние изоляции в системе данного напряжения.

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

9.2 Расчёт релейной защиты силовых трансформаторов

В соответствии с ПУЭ для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

от многофазных КЗ в обмотках и на выводах;

витковых замыканиях в обмотках;

токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

понижения уровня масла.

Выполняем защиту трансформатора на базе микропроцессорного устройства защиты Сириус-Т.

Рассчитаем защиту трансформатора мощностью 10 МВ·А. Трансформатор установлен на двухтрансформаторной подстанции. Питание имеет только со стороны ВН.

Уставки I_НОМ.ВН., I_НОМ.НН., «размах РПН» можно выбирать либо исходя из полного размаха РПН и его среднего ответвления, либо исходя из реально возможных отклонений регулятора и некоторого оптимального значения U_ОПТ..

Согласно [5] за реально возможный диапазон регулирования напряжения принят диапазон от 96.5 кВ до 126 кВ. В таком случае середина диапазона равна:

.5 + (126 — 96.5)/2 = 111,25 (кВ).

Это значение и принимаем за U_ОПТ. Дальнейший расчёт сведём в таблице 9.2.

Таблица 9.2

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

Результаты расчёта вторичных токов в плечах защиты

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение для стороны
		110 кВ	10 кВ
Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, соответствующий его номинальной мощности, А
Коэффициент трансформации трансформатора тока	100/5600/5
Вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатора, А
Принятые значения	2,64,6
Размах РПН,%	Размах РПН	100∙(126 — 96.5)/2∙111,25 = 13

Сквозной трехфазный ток КЗI_kмах, приведенный к стороне ВН, кА: 3,85.

9.2.1 Расчет дифференциальной отсечки (ДЗТ-1)

Выбору подлежит: — относительное значение уставки срабатывания отсечки.

Максимальный ток внешнего расчетного КЗ равен 3850 А. Относительное значение этого тока равно

Уставка отсечки равна:

Принимаем уставку = 64.

9.2.2 Расчет дифференциальная защиты (ДЗТ-2)

ДЗТ-2 — чувствительная ступень с торможением. Данная ступень предназначена для защиты трансформатора как от повреждений, сопровождающихся большими значениями токов, так и от межвитковых замыканий, при которых значение аварийного тока меньше номинального тока обмотки трансформатора.

Характеристика срабатывания (тормозная характеристика) определяется соотношением величин первых гармоник дифференциального и тормозного токов. Эта характеристика изображена на рисунке 9.3.

Ломаная А, В, С (рисунок. 9.3) делит координатную плоскость на две части — область срабатывания и несрабатывания. Все, что лежит выше ломанной, является областью срабатывания. Если расчетное соотношение токов I_диф / I_торм лежит выше границы разделения областей, то происходит срабатывание (при отсутствии в этот момент блокировок по другим условиям, например, по второй гармонике), и устройство выдает сигнал на отключение.

Рисунок 9.3 — Типовая тормозная характеристика ступени ДЗТ-2

Выбору подлежат:

I_D₁/ I_ном— базовая уставка ступени;

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

k_торм, % — коэффициент торможения (наклон тормозной характеристики на втором ее участке);

I_Т2/ I_ном — вторая точка излома характеристики

I_D₂/ I_D₁— уставка блокировки от второй гармоники

Базовая уставка I_D₁/I_ном определяет чувствительность рассматриваемой ступени защиты. Согласно [8], следует стремиться иметь уставку в пределах (0,30,5) для обеспечения чувствительности к полным витковым замыканиям в переплетенных обмотках и к межкатушечным замыканиям в любых обмотках. Принимаем уставку I_D₁/I_ном = 0,3.

Расчет коэффициента торможения

Коэффициент торможения k_тормдолжен обеспечить несрабатывание ступени при сквозных токах, соответствующих второму участку тормозной характеристики (примерно от 1,0 до 3,0 I_ном).

Расчетный ток небаланса, порождаемый сквозным током, состоит из трех составляющих и определяется выражением:

,где k_пер — коэффициент, учитывающий переходный режим, k_пер = 2,5;

k_одн — коэффициент однотипности трансформаторов тока, k_одн = 1,0;

— относительное значение полной погрешности трансформаторов тока в установившемся режиме,

Первое слагаемое обусловлено погрешностями трансформаторов тока. Второе обусловлено наличием РПН. Рекомендуется считать равным полному размаху РПН.

Третье слагаемое обусловлено неточностью задания номинальных токов сторон ВН и НН — округлением при установке, а также некоторыми метрологическими погрешностями, вносимыми элементами устройства. Расчетное значение можно принимать

Для надежной отстройки от тока небаланса, следует его умножить на коэффициент отстройки k_отс, который согласно [4] следует принимать равным 1,3.

Если по защищаемому трансформатору проходит сквозной ток , он может вызвать дифференциальный ток:

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

При принятом способе формирования тормозного тока, он равен:

Коэффициент снижения тормозного тока равен:

Чтобы реле не сработало, коэффициент торможения в процентах должен определяться по выражению:

Выбор второй точки излома тормозной характеристики.

Вторая точка излома тормозной характеристики I_Т2/I_ном определяет размер второго участка тормозной характеристики. В нагрузочном и аналогичных режимах тормозной ток равен сквозному. Появление витковых КЗ лишь незначительно изменяет первичные токи, поэтому тормозной ток почти не изменится. Для высокой чувствительности к витковым КЗ следует, чтобы во второй участок попал режим номинальных нагрузок (I_Т/I_ном = 1), режим допустимых длительных нагрузок (I_Т/I_ном = 1,3). Желательно, чтобы во второй участок попали и режимы возможных кратковременных нагрузок (самозапуск двигателей после АВР, пусковые токи мощных двигателей, если таковые имеются). Уставка I_T₂/ I_номрекомендуется равной (1,52).

Первая точка излома тормозной характеристики вычисляется в реле автоматически по выражению:

Уставка блокировки от второй гармоники I_D₂/ I_D₁ на основании опыта фирм, давно использующих такие защиты, рекомендуется на уровне (12 = 0,15.

Условие расположения точек излома I_Т2/ I_ном>I_Т1/ I_ном соблюдается.

Тормозная характеристика ДЗТ-2 в соответствии с рассчитанными уставками приведена на рисунке 9.4.

Рисунок 9.4 — Тормозная характеристика ступени ДЗТ-2

9.2.3 Сигнализация небаланса в плечах дифференциальной защиты

Уставка по току выбирается меньше, чем уставка I_Д1/I_НОМ, а уставка по времени порядка нескольких секунд, что позволяет выявлять неисправности в токовых цепях дифференциальной защиты.

Принимаются в соответствии с[8] значения уставок:

I_Д/I_НОМ = 0,1; Т = 10 с.

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

9.2.4 МТЗ от перегрузки

Данная защита контролирует токи в обмотках трансформатора и действует на сигнал. Для контроля перегрузки двухобмоточного трансформатора достаточно следить за токами в одной из его обмоток . Для удобства пользования можно вводить контроль токов как в обмотке стороны ВН трансформатора, так и в обмотке стороны НН. Уставки по току перегрузки задаются отдельно для высшего и низшего напряжений. Отключение контроля перегрузки производится с помощью уставок «Функция ВН» и «Функция НН».

В случае, если в течение времени Т_ПЕРЕГРхотя бы один из токов превышает заданную уставку, то загорается светодиод «Перегрузка» и появляется надпись на индикаторе с расшифровкой стороны, на которой произошла перегрузка. Также замыкаются контакты реле «Внешняя неисправность» и загорается светодиод «Внешняя неисправность», что сигнализирует возникновение внешней неисправности.

Светодиод «Перегрузка» работает в следящем режиме (гаснет при возврате токового органа).

,где — коэффициент отстройки (для перегрузки принимается равным);

— коэффициент возврата (в данном устройстве = 0.95).

Расчётные значения уставок перегрузки равны:

Сторона ВН: (А);

Сторона НН: (А).

Выдержка времени

9.2.5 МТЗ трансформатора от токов внешних КЗ

Ток срабатывания защиты МТЗ отстраивается от максимального рабочего тока, протекающего через трансформатор [9].

Защита должна быть согласована по чувствительности с защитами отходящих присоединений по условию:

, (9.6)

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

где — наибольший из токов срабатывания максимальных защит отходящих элементов (МТЗ ВЛ 10 кВ “Югский”: 99,4А);

— ток нагрузки элементов за исключением того, с которым производится согласование.

Проверяем коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ за трансформатором:

Коэффициент чувствительности удовлетворяет условию.

Выдержка времени срабатывания защиты должна быть минимальной и согласованной с МТЗ отходящих присоединений:

9.2.6 Газовая защита

Газовая защита основана на использовании явления газообразования в баке повреждённого трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размера повреждения, поэтому газовая защита различает степень повреждения и в зависимости от этого действует либо на отключение, либо на сигнал.

Газовая защита поставляется вместе с трансформатором и расчету не подлежит. Газовая защита отечественных трансформаторов реализована на реле с чашкообразными элементами типа РГЧЗ-66.

Данная защита подключается к микропроцессорному устройству как внешняя защита.

Для увеличения возможностей устройства в нем имеются два дополнительных дискретных входа для отключения от внешних защит «Внешнее отключение 1» и «Внешнее отключение 2». Свойства каждого входа программируются отдельно с помощью уставок. Для увеличения надежности и отстройки от ложных срабатываний может быть введен отдельно для каждого входа дополнительный контроль по току стороны ВН трансформатора с помощью уставки «Контр. по I». При этом для отключения выключателя будет необходимо наличие сигнала на входе, например, «Внешнее отключение 1», а также наличие пуска токового органа, порог срабатывания которого задается с помощью уставки «I контр. вх, А» в группе уставок «Общие » (этот же токовый орган используется для контроля по току входа УРОВ ).

Вход «Газовая защита трансформатора» является входом безусловного отключения и используется для подведения к устройству отключающего сигнала от цепей газовой защиты трансформатора. Длительность замыкания отключающих реле равна 1 секунде независимо от длительности присутствия данного сигнала на входе .

Для оперативного вывода из действия входа отключения от газовой защиты предусмотрен тумблер «Газовая защита трансформатора». В случае если тумблер находится в положении «ОТКЛ» и на входе появляется сигнал, то при срабатывание реле отключения на индикаторе появляется сообщение «Вход сигн. ГЗ», а также сигнал «Внешняя неисправность», что сигнализирует о возникновении внешней неисправности.

Уставки защиты трансформаторов Т1, Т2 приведены в таблице 9.3.

Таблица 9.3

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

Уставки защит трансформаторов Т1, Т2

ДЗТ-1 (отсечка)	Функция	Вкл.
	0,1
	9
ДЗТ-2	0,3
	K_торм	45
	Iт2 / Iном	2,0
	Iдг2 / Iдг1	0,15
МТЗ-3, ВН	Функция	Вкл.
	Ускорение	Откл.
	2,5
	7,15
Защита от перегрузки	Функция ВН	Вкл.
	Функция НН	Откл.
	1,519
	10

9.3 Устройства автоматики подстанции

9.3.1 Автоматическое включение резерва (АВР)

Устройство АВР применяется на секциях шин 10 кВ. Функция автоматического включения резерва выполняется совместными действиями “Сириус-2С”, устанавливаемой на секционный выключатель и двух “Сириус — 2В”, устанавливаемых на вводные выключатели.

“Сириус-2 В” выполняет следующие функции:

контролирует напряжения U_AB, U_BC на секции, напряжение до выключателя U_внр (схема нормального режима) и формирует команды управления выключателем ввода и секционным выключателем;

выполняет АВР без выдержки времени при срабатывании защит трансформатора;

контролирует параметры напряжения на секции и формирует сигнал “Разрешение АВР” для “Сириус-2В” соседней секции.

Пуск АВР на секционный выключатель будет блокирован при работе МТЗ, отключении по цепям УРОВ, внешнего отключения с запретом АВР. Это предохраняет подключение поврежденной секции ко второму вводу.

“Сириус-2С” выполняет команды “Включение”, поступающие от “Сириус-2В”, без выдержки времени.

Исходной информацией для пуска и срабатывания АВР является уровень напряжений U_АВ, U_ВС и U_ВНР, контролируемых “Сириус-2В”, положение силового выключателя ввода (“Вкл.”/”Откл”), а также при отсутствии входного сигнала “Блокировка АВР”.

Пуск АВР происходит при срабатывании пускового органа по напряжению. После отработки выдержки времени T_АВР выдается команда на отключение выключателя ввода, а после выполнения этой команды выдается команда «Вкл. СВ» на “Сириус-2С” длительностью 0,8 с. Затем, формируется выходной дискретный сигнал разрешения АВР для второго ввода.

Напряжение срабатывания защиты минимального действия:

(9.7)

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

9.3.2 Автоматическое повторное включение (АПВ) линий 10 кВ

Устройство “Сириус 2Л” имеет функцию однократного или двукратного АПВ. Наличие АПВ, а также количество циклов задается уставкой. Также уставками определяется время выдержки первого и второго циклов. АПВ блокируется при отключении от газовой защиты, при пуске УРОВ.

АПВ пускается по факту срабатывания:

МТЗ;

при самопроизвольном отключении силового выключателя.

Время срабатывания первого цикла АПВ определяется по следующим условиям, из которых выбирается большее значение:

первое условие:

(9.8)

где 0,2)с;

второе условие:

(9.9)где );

— время включения выключателя ().

третье условие:

(9.10)

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

где t_д — время деионизации среды в месте КЗ: (0,10,3) с.

Из опыта эксплуатации линий с односторонним питанием для повышения эффективности АПВ рекомендуется брать t_АПВ = (23) с.

Выбирается t_АПВ.1 = 2 с.

При такой выдержке времени до момента срабатывания АПВ в линии успевают в большинстве случаев самоустраниться причины, вызвавшие неустойчивое короткое замыкание, а также успевает произойти деионизация среды в месте короткого замыкания.

10. Выбор измерительных приборов и средств АСКУЭ

Автоматизированная система АСКУЭ — это комплекс организационных и технических мероприятий, направленных на повышение надёжности, эффективности контроля и учёта электроэнергии и мощности, а также на улучшение качества управления процессом производства, распределения, потребления и сбытом энергии.

АСКУЭ выполняет следующие функции:

обеспечение контроля и учёта производства, распределения и потребления электроэнергии и мощности;

автоматизации расчётного и технического учёта электроэнергии на объектах энергосистемы и потребителей;

решение задач хозяйственного расчёта;

согласование работы электрохозяйства предприятия с основным производством;

обеспечение разработки нормативного хозяйства и перехода на основе к технико-экономическому планированию производства, распределения, потребления и сбыта электроэнергии.

Для разработки АСКУЭ выбраны комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии (КАПС) на основе УСПД RTU-325, предназначенные для измерения и учета электрической энергии и мощности, а также автоматического сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации в составе [10]:

программного обеспечения (ПО) специализированного информационно-вычислительного комплекса (СВК);

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

устройства сбора и передачи данных (УСПД) в состав которых входит необходимое количество встраиваемых модемов и модулей интерфейсов в различных комбинациях из набора: RS-232, Ethernet. Кроме того, в состав АСКУЭ входят изделия заказываемые отдельно:

компьютеры, в том числе СВК с периферией;

оборудование ЛВС;

опто-электрические преобразователи интерфейсов;

модемы для коммутируемых линий связи, радиомодемы;

электронные счётчики активной и реактивной электроэнергии;

измерительные трансформаторы тока и напряжения.

Учет всей электроэнергии осуществляется микропроцессорным электросчетчиком (рисунок 7.1), подключенным посредством трансформаторов тока (ТТ) и трансформатора напряжения (ТН). Информация от счетчика по цифровому или импульсному выводу поступает на устройство сбора и передачи данных (УСПД). Информацию от УСПД можно получить при помощи ЭВМ через модем или интерфейс RS-232, RS-485 [10].

Рисунок 7.1 — Фрагмент присоединения к сборным шинам подстанции отходящих линий с обозначением средств учета электроэнергии

11. Экономическая часть ВКР

11.1 Сметно-финансовый расчет объекта проектирования

Локальная смета на электромонтажные работы составлена в базисных ценах 01.01.2001 г. [11] на монтажные работы и в текущих ценах на оборудование и материалы, поэтому прежде чем приступить к расчёту лимитированных и прочих затрат, необходимо привести стоимость монтажных работ в текущие цены.

Стоимость монтажных работ в базисных ценах включает в себя следующие элементы:

Общая стоимость,2506,573 тыс. руб., в том числе:

Нужна помощь в написании диплома?

Подробнее

Фонд основной заработной платы 313,967 тыс. руб.

Затраты по эксплуатации машин, 1593,903 тыс. руб.

в т.ч. фонд оплаты машинистов 150,634 тыс. руб.

Сметная стоимость материалов 658,647 тыс. руб.

— стоимость материалов = 5,81;

заработная плата = 21,68;

эксплуатация машин = 7,64.

Результаты пересчёта локальной сметы на электромонтажные работы показаны в таблице 11.1. Сметно-финансовый расчет объекта проектирования представлен в приложении 5.

Таблица 11.1

Детальный пересчет сметы в текущие цены

№ п/п	Наименование показателя	Коэффициент, отн. ед.	Значение, тыс. руб.
11	Монтажные работы в базисных ценах (01.01.2001 г.)
	в том числе:
	основная заработная плата		313,967
	заработная плата машинистов		150,634
	затраты по эксплуатации машин		1593,903
	строительные материалы		658,647
22	Пересчет стоимости монтажных работ в текущие цены
	Удорожание затрат на заработную плату (в т.ч. машинистов)	21,68	10072,550
	Удорожание затрат по эксплуатации машин	7,64	12177,419
	Удорожание строительных материалов	5,81	3826,739
	Всего прямых затрат в текущих ценах:		26076,708
	Накладные расходы	0,95	24772,872
	Сметная прибыль организации	0,65	16949,860
	Всего затрат на монтажные работы в текущих ценах по смете:		67799,440
33	Стоимость оборудования по смете:
	Стоимость оборудования в текущих ценах		49235210
	Расчет дополнительных расходов на оборудование:
	расходы на запасные части	0,02	984704,2
	расходы на тару и упаковку	0,015	738528,15
	транспортные расходы	0,03…0,06	1477056,3
	снабженческо-сбытовая наценка	0,05	2461760,5
	заготовительно-складские расходы	0,012	590822,52
	расходы на комплектацию	0,005…0,01	246176,05
	Всего дополнительные расходы на оборудование:		6512857,12
	Всего расходы на оборудование в текущих ценах		55748067,12
44	Стоимость материалов по смете:
	Оптовая цена на материалы в текущих ценах		792,5
	Расчет дополнительных расходов на материалы
	транспортные расходы	0,03…0,06	47,55
	заготовительно-складские расходы	0,012	9,51
	Всего дополнительные расходы на материалы:		57,06
	Всего расходы на материалы в текущих ценах		849,56
55	Лимитированные и прочие затраты в текущих ценах:
	1. Затраты на временные здания и сооружения	0,039	597,35
	2. Затраты на работу в зимнее время	0,0203	310,93
	3. Затраты на перевозку крупногабаритных грузов	0,0003	4,60
	4. Затраты на добровольное страхование	0,03	459,50
	5. Затраты на премирование за ввод в эксплуатацию	0,025	382,92
	6. Затраты на охрану объектов строительства	0,013	199,12
	Сумма лимитированных и прочих затрат		2490,5
	7. Авторский надзор	0,0002	3,06
	8. Непредвиденные расходы и затраты	0,03	459,50
	Всего лимитированных и прочих затрат в текущих ценах:		2953,06
66	Полная стоимость электромонтажных работ в текущих ценах:		55819669,18
17	Монтажные работы в базисных ценах (01.01.2001 г.)
	в том числе:
	основная заработная плата		120,324
	заработная плата машинистов		28,464
	затраты по эксплуатации машин		325,539
	строительные материалы		153,737
28	Пересчет стоимости монтажных работ в текущие цены
	Удорожание затрат на заработную плату	8,96	1333,14
	Удорожание затрат по эксплуатации машин	4,38	1425,86
	Удорожание строительных материалов	5,14	790,21
	Всего прямых затрат в текущих ценах:		3549,21
	Накладные расходы	0,95	1266,48
	Сметная прибыль организации	0,65	2306,99
	Всего затрат на монтажные работы в текущих ценах по смете:		7122,68
39	Стоимость оборудования по смете:
	Стоимость оборудования в текущих ценах		43145,16
	Расчет дополнительных расходов на оборудование:
	расходы на запасные части	0,02	862,90
	расходы на тару и упаковку	0,015	647,18
	транспортные расходы	0,03…0,06	1941,53
	снабженческо-сбытовая наценка	0,05	2157,26
	заготовительно-складские расходы	0,012	517,74
	расходы на комплектацию	0,005…0,01	345,16
	Всего дополнительные расходы на оборудование:		6471,77
	Всего расходы на оборудование в текущих ценах		49616,93
410	Стоимость материалов по смете:
	Оптовая цена на материалы в текущих ценах		792,5
	Расчет дополнительных расходов на материалы
	транспортные расходы	0,03…0,06	35,662
	расходы на тару и упаковку	0,015	11,887
	заготовительно-складские расходы	0,012	9,51
	Всего дополнительные расходы на материалы:		57,06
	Всего расходы на материалы в текущих ценах		849,56
411	Лимитированные и прочие затраты в текущих ценах:
	1. Затраты на временные здания и сооружения	0,039	277,78
	2. Затраты на работу в зимнее время	0,0203	144,59
	3. Затраты на подвижной характер работы	0,15…0,20	199,97
	4. Затраты на перевозку крупногабаритных грузов	0,0003	2,14
	5. Затраты на добровольное страхование	0,03	213,68
	6. Затраты на НИОКР	0,015	765,91
	7. Затраты на премирование за ввод в эксплуатацию	0,025	178,07
	8. Затраты на охрану объектов строительства	0,013	92,59
	Сумма лимитированных и прочих затрат		1874,73
	9. Авторский надзор	0,0002	11,89
	10. Непредвиденные расходы и затраты	0,03	1783,92
	Всего лимитированных и прочих затрат в текущих ценах:		3670,54
612	Полная стоимость электромонтажных работ в текущих ценах:		61259,71

11.2 Расчет эффективности инвестиционных вложений в объект проектирования

Определим, насколько эффективен проект

Количество инвестиций (по смете) в нашем случае составляет 55 819 669 руб. Это те средства, которые необходимо окупить. Окупаться проект будет за счет амортизационных отчислений и части прибыли.

Амортизация определяется с помощью укрупненного показателя — 6% от стоимости оборудования и материалов.

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

Прибыль организации идет от реализации электроэнергии потребителям.

Определим стоимость реализуемой в течение одного года электроэнергии.

Для одноставочного тарифа:

, руб.,

где = 2,68 руб./кВт∙ч — тариф на электроэнергию для населения Вологодской области, проживающего в сельских населенных пунктах;

— реализованная электроэнергия за один год, кВт·ч, определяется как:

, кВт·ч,

где МВ·А);

t — количество часов, ч.

кВт·ч.

Тогда цена электроэнергии, реализуемой в течение одного года:

руб.

Амортизация равна:

,где Н_а — норма амортизации;

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

С — капитальные вложения на материалы и оборудование.

Капитальные вложения (материалы и оборудование) по смете составили:

C = 50027710 руб.

Прибыль, амортизация и коэффициент дисконтирования в первом году:

, руб.,

где — прибыль, руб.;

— стоимость реализуемой в течение года электроэнергии:

руб.,

Необходимо определить показатели оценки целесообразности инвестирования:

чистый дисконтированный доход по инвестиционному проекту;

чистая приведенная стоимость финансового вложения;

индекс рентабельности проекта предприятия.

1) Для начала определим чистый доход предприятия от реализации инвестиционного проекта.

Нужна помощь в написании диплома?

Подробнее

Чистый доход предприятия = Чистый доход от реализации + Сумма амортизации

Чистый доход (ЧД) предприятия за год = 23 546,88+30 016,63 = 53 563,51 тыс. руб.

В нашем случае примем упрощенно, что ЧД предприятия каждый год у нас один и тот же.

2) Определим чистый дисконтированный доход (ЧДД).

Ставка дисконтирования используется при расчете срока окупаемости и оценке экономической эффективности инвестиций для дисконтирования денежных потоков, иными словами, для перерасчета стоимости потоков будущих доходов и расходов в стоимость на настоящий момент.

В этом случае в качестве ставки дисконтирования примем темп инфляции в России.

В 2015 году инфляция в России достигла 16% в годовом выражении, по заявлению министерства финансов согласно [13].

Чистый дисконтированный доход определяется как [12]:

,где i — порядковый номер года.

Определим ЧДД по годам за 15 лет (таблица 11.2):

Таблица 11.2

Расчет чистого дисконтированного дохода за 15 лет

Год	ЧДД (тыс. руб.)
1	8304,7
2	7159,2
3	6171,8
4	5320,5
5	4586,6
6	3953,9
7	3408,6
8	2938,4
9	2533,1
10	2183,7
11	1882,5
12	1622,9
13	1399
14	1206
15	1037,7
Итого	53711,1

1) Определим величину дисконтированной суммы инвестиций в проект согласно [12]:

,- порядковый номер года.

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

Определим ДСИ по годам за 15 лет:

Таблица 11.3

Расчет величины дисконтированной суммы инвестиций в проект

Год	ДСИ (тыс. руб.)
1	3493,1
2	3011,3
3
4	2237,8
5	1929,2
6	1663,1
7	1433,7
8	1235,9
9	1065,5
10	918,5
11	791,8
12	682,6
13	588,4
14	507,3
15	437,3
Итого	22591,7

2) Определим чистую приведенную стоимость или чистый приведенный эффект (ЧПС).

ЧПС = ЧДД-ДСИ

Сравнивая таблицы с ДСИ и ЧДД очевидно, что проект эффективен, так как в каждый год доход значительно превышает объем инвестиций.

3) Определим индекс рентабельности или индекс прибыльности инвестиционного проекта.

ИР = ЧДД/ДСИ

Так как индекс рентабельности больше единицы за каждый год, то это означает, что мы можем принять решение о целесообразности реализации анализируемого инвестиционного проекта.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В представленной работе спроектирована система электроснабжения сельскохозяйственного района.

Выполнен расчет силовых нагрузок района.

На основании расчета электрических нагрузок определены тип и мощность трансформаторов районной понизительной подстанции и потребительских подстанций.

Выбраны главная схема электрических соединений подстанции.

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

Определены технические характеристики элементов схем. На напряжение 110 кВ принята схема распределительного устройства мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий.

На напряжении 10 кВ принята схема с системой шин, секционированной выключателем.

Выполнены расчеты нормального и послеаварийного режимов, определены токи короткого замыкания.

На основании расчетов токов замыкания выбрана коммутационная аппаратура и сделана проверка токоведущих частей на термическую и динамическую стойкость. Расчеты релейной защиты выполнены с учетом действующих нормативов с применением современных микропроцессорных устройств. Рассчитана защита отходящих линий, защита силовых трансформаторов, устройства автоматического включения резерва и автоматического повторного включения. В экономической части ВКР проведен сметно-финансовый расчет объекта проектирования и расчет эффективности инвестиционных вложений в объект проектирования, на основании чего мы можем принять решение о целесообразности реализации анализируемого инвестиционного проекта

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Электротехнический справочник: В 3т. Т3. В 2 кн. кн.1. Производство и распределение электрической энергии // (Под. ред. И.Н. Орлова. 7-е изд., испр. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1988. — 880 с.: ил.

2. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов / Б.Н. Неклипаев, И.П. Крючков. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.: ил.

3. Онлайн-электрик [Электронный ресурс]: офиц. сайт

4. Правила устройства электроустановок/Минэнерго России. — 7-е изд., [Электронный ресурс]: офиц. сайт

5. Гук, Ю.Б. Проектирование электрической части станций и подстанций. учеб. пособие для вузов / Ю.Б. Гук, В.В. Кантап, С.С. Петрова. — Л.: Энергоатомиздат, 1985. — 312 с.: ил.

6. Васильев, А.А. Электрическая часть станций и подстанций: учеб. для вузов/А.А. Васильев, И.П. Крючков, Е.Ф. Наяшкова. — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 576 с.: ил.

7. РД 153-34.0-20.527-98, Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования, Москва, «Издательство НЦ ЭНАС», 2002

8. Шабад, М.А. Расчет релейной защиты и автоматики распределительных сетей / М.А. Шабад. — 2-е изд., перераб. и доп . — Л.: Энергия, 1976 . — 288 с.

9. Дроздов, А.Д., Реле дифференциальных защит элементов энергосистем / А.Д. Дроздов, В.В. Платонов. — М.: Энергия, 1968. — 240 с.: ил.

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

10. Гуртовцев, А.Л. Современные принципы автоматизации энергоучета в энергосистемах // Новости Электротехники. — 2003 г.

11. ЗАО «ВИЗАРСОФТ» [Электронный ресурс]: офиц. сайт.

12. Николаева, И.П. Экономическая теория: учебник / И.П. Николаева ‒ 2-е изд., перераб. и доп. ‒ М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2012 г. — ISBN 978-5-238-01449-4

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 (обязательное)

Расчетные нагрузки потребителей и мощности ТП — 10/0,4 кВ

Таблица 1

Расчетные нагрузки потребителей и мощности ТП — 10/0,4 кВ

Потребитель		S_Р, кВА	S_тр
ВЛ Подол
Замоставица		84,7	100
Бараново		217,6	250
Малое Безруково		221,3	250
Протасово		158	2х100
Дорожково		99,3	160
Данилово		144,2	160
Сергеево		89,0	100
Подол		87,2	100
ВЛ Югский
Бурцево		167,4	250
Еловино		215,1	250
Юшково		92,0	160
Емельяново		382,4	2х250
Воронино		339,8	2х250
Кобыльск		389,0	2х250
Спицыно		241,0	2х160
Югский		210,5	250
Слободка		87,0	100
Рыбино		92,0	160
ВЛ Шонга
Маслово		267,1	2х160
Потребитель		S_Р, кВА	S_тр
Падерино		352,0	2х250
Барбалино		193,4	250
Шонга		269,3	2х160
Шилово		153,0	2х100
Шатенево		193,4	250
Емельянов Дор		152,0	2х100
ВЛ Голузино
Шартаново		75,2	100
Наволок		319,0	2х250
Чирядка		239,0	2х160
Звезда		151,6	2х100
Курилово		202,8	250
ВЛ Дорожково
Воинская часть		327,2	2х250
Черная		350,9	2х250
Дорожково		656,3	2х400
Попово		99,3	160
Шатенево		246,1	2х160
ВЛ Захарово
Японский поселок		372,0	2х250
Красавино		75,9	100
Недуброво		414,2	2х250
Княжигора		74,2	100
Киркино		254,8	2х160
Ваганово		90,6	160
Потребитель		SР, кВА	Sтр
Берсенево		261,3	2х160
Гаражи		124,8	160
Мохово		234,2	250
Заузлы		169,2	2х100
Захарово		115,5	160
ВЛ Кичменьга
Раменье	66,9		100
Решетниково	150,0		2х100
Торопово	241,4		2х160
Новое Торопово	238,0		2х160
Слобода	75,0		100
Макараво	99,8		160
Лобаново	121,1		160
Подгорка	72,3		100
Поволочье	162,9		2х100
Сорокино	197,0		250
ВЛ Пыжуг
Нижняя Ентала	89,0		100
Верхняя Ентала	219,6		250
Нижний Енангск	77,7		100
Верхний Енангск	86,7		100
Бакшеев Дор	245,0		2х160
Пыжуг	81,3		100

ПРИЛОЖЕНИЕ 2 (обязательное)

Таблица 2

Расчет уставок линий 10 кВ

Название	Класс напряж. кВ	L, км	I_к⁽³⁾, кА	I_к⁽²⁾, кА	I_р.m, А	k_тт	МТЗ-1		МТЗ-3				ОЗЗ			АПВ
							Т_уст, с	I_уст, А	Т_уст, с	I_уст, А	Характе-ристика	k_ч	Т_уст, с	I_уст, А	Действие	Функция	Т_уст, с	Фиксац. блок.
Подол	10	11,7	0,79	0,68	49,4	10	0,1	94,8	1,5	6,86	нез.	3,4	10		с	1 кр.	2	Вкл.
Югский		10,25	1,84	1,58	99,4	20	0,1	110,4	1,5	6,91	нез.	7,9	10		с	1 кр.	2	Вкл.
Шонга		10,25	1,31	1,12	70	15	0,1	104,8	2	6,48	нез.	5,6	10		с	1 кр.	2	Вкл.
Голузино		7,25	1,28	1,1	47	10	0,1	153,6	1,5	6,53	нез.	5,5	10	1 кр.	2	Вкл.
Дорожково		8,25	1,62	1,39	66	15	0,1	129,6	0,6	6,11	нез	6,95	10		с	1 кр.	2	Вкл.
Захарово		12,1	1,53	1,31	93	20	0,1	91,8	1,5	6,46	нез.	6,55	10		с	1 кр.	2	Вкл.
Кичменьга		12	1,12	0,96	65,3	15	0,1	89,6	2	6,05	Нез	4,8	10		с	1 кр.	2	Вкл.
Пыжуг		12,3	0,76	0,65	36,4	50	0,1	18,24	1,5	1,01	нез.	3,25	10		с	1 кр.	2	Вкл.

Приложение 3 (обязательное)

Технические данные коммутационного оборудования

Таблица 3.1

Технические данные выключателя ВГТ-110-II-40/200УХЛ1

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

№ п/п	Наименование параметра	ВГТ-110II*-40/2000УХЛ1
1	Номинальное напряжение, кВ	110
2	Наибольшее рабочее напряжение, кВ	126
3	Номинальный ток, А	2000
4	Номинальный ток отключения, кА	40
5	Номинальное относительное содержание апериодической составляющей, %, не более	40
6	Параметры сквозного тока короткого замыкания, кА
	Наибольший пик	102
	Начальное действующее значение периодической составляющей	40
	Ток термической стойкости	40
	Время протекания тока термической стойкости, с	3
7	Параметры включения, кА
	Наибольший пик	102
	Начальное действующее значение периодической составляющей	40
8	Ток ненагруженной линии, отключаемый без повторных пробоев, А, не более	125
9	Ток одиночной конденсаторной батареи, отключаемый без повторных пробоев, А:	125
	С глухозаземленной либо изолированной нейтралью
	С глухозаземленнойнейтралью	0-300
10	Индуктивный ток шунтирующего реакторов, А	500
11	Собственное время отключения, с
12	Полное время отключения, с	0.035-0.005
13	Минимальная бестоковая пауза при АПВ, с	0.055-0.005
14	Собственное время включения, с	0.3
15	Равномерность работы полюсов, с, не более
	При включении	0.002
	При отключении	0.002
16	Расход газа на утечки в год, % от массы газа, не более	0,5
17	Масса газа, кг
	элегаза	6,3
	Газовой смеси: Элегазатетрафторметана	4,2
18	Испытательное одноминутное напряжение частоты 50 Гц, кВ	230
19	Испытательное напряжение грозового импульса (1,2/50 мкс)
	Относительно земли	450
	Между разомкнутыми контактами	550
20	Длина пути утечки внешней изоляции, см, не менее	280
21	Тип привода	пружинный
22	Количество приводов	1
23	Номинальное напряжение постоянного тока электромагнитов управления привода, В (Допускается питание электромагнитов управления выпрямленным током, например, от блоков БПТ-1002, БПНС-2 и пр.)	110 или 220
24	Количество электромагнитов управления в приводе
	включающих	1
	отключающих	2
25	Диапазон рабочих напряжений электромагнитов управления, % от номинального значения
	Включающий электромагнит	80-110
	Отключающий электромагнит	65-120
26	Номинальная величина установившегося значения постоянного тока, потребляемого электромагнитами управления, А, не более
	При напряжении 110 В	5
	При напряжении 220 В	2.5
27	Количество контактов, коммутирующих для внешних вспомогательных цепей (на привод)	11 НО.+12 Н.З.+2 проскальзывающих
28	Ток отключения коммутирующих контактов для внешних вспомогательных цепей при напряжении 110/220 В, А
	Переменного тока	10/10
	Постоянного тока	2/1
29	Мощность электродвигателя завода включающих пружин, кВт (одного привода)
	3-фазного	1.1
	универсального	0.75
30	Номинальное напряжение электродвигателя завода включающих пружин, В
	Трехфазного переменного тока	230 или 400
	Универсального однофазного переменного или постоянного тока	~230 или = 200
	Постоянного тока	110
31	Время завода включающих пружин, с, не более	15
32	Номинальная мощность обогревательных устройств одного привода, Вт
	Постоянно работающий антиконденсаторный обогрев	50
	Обогрев, автоматически включающийся при низких температурах1-ая ступень (включается при 0°С)2-ая ступень (включается при -20°С)	800800
33	Напряжение переменного тока питания обогревательных устройств, В	230
34	Максимальное вертикальное усилие на одну фундаментную опору (переднюю и заднюю), возникающее при срабатывании выключателя (импульсно, длительность импульса 0,02 с), без учета массы выключателя, Н
	вверх	17300
	вниз	18400
35	Статическая нагрузка на одну фундаментную опору, Н	9500

Таблица 3.2

Технические данные разъединителя РДЗ-110

Параметр	Единица измерения	РДЗ-110
Номинальное напряжение	кВ	110
Наибольшее рабочее напряжение	кВ	126
Номинальный ток	А	1000
Ток электродинамической стойкости	кА	80
Ток термической стойкости	кА	31,5
Длина пути утечки внешней изоляции	см	190
Масса	кг	166
Длина	мм	2010
Ширина	мм	950
Высота	мм	1510
Для главных ножей		3
Для заземляющих ножей		1

Таблица 3.3

Технические данные выключателя BB/TEL-10-12.5/1000-У2

Наименование параметра	ВВ/TEL-10-20/1000 У2
Номинальное напряжение, кВ	10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	12
Номинальный ток, А	1 000
Номинальный ток отключения, кА	20
Ток динамической стойкости, (наибольший пик), кА	51
Испытательное кратковременное напряжение (одноминутное) промышленной частоты, кВ	42
Ресурс по коммутационной стойкости:
а) при номинальном токе, циклов «ВО»	50 000/100 000
б) при номинальном токе отключения, операций «О»	150
в) при номинальном токе отключения, циклов «ВО»	100
Собственное время отключения, мс, не более
— при использовании БУ-12А	45
Полное время отключения, мс, не более
— при использовании БУ-12А	55
Собственное время включения, мс, не более
— при использовании БУ-12А	90
Верхнее/нижнее значение температуры окружающего воздуха, °С	+55/-40
Стойкость к механическим воздействиям, группа по ГОСТ 17516.1-90	М7
Масса модуля коммутационного, кг, не более:
а) с межполюсным расстоянием 200 мм	35
б) с межполюсным расстоянием 250 мм	37
в) с межполюсным расстоянием 150 мм	34
Срок службы до списания, лет	30

Приложение 4 (обязательное)

Основные технические характеристики ОПН/TEL 110-УХЛ1кВ и ОПН-РВ/TEL-10

Таблица 4.1

Основные технические характеристики ОПН/TEL 110-УХЛ1кВ

Наименование параметра	Значение параметра
Тип ограничителя ОПН-РК-Х/X-10-680 УХЛ1	110/56	110/73	110/77	110/83	110/88
Класс напряжения сети, кВ	110	110	110	110	110
Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение (Uнд),кВ	56	73	77	83	88
Максимальная амплитуда импульса тока 4/10 мкс, кА	100	100	100	100	100
Номинальный разрядный ток 8/20 мкс, кА	10	10	10	10	10	135.3 138.8 146.0 164.5 178.0 201.1	176.3 181.0 190.2 214.5 232.0 262.2	185.4 190.3 200.0 225.6 244.0 275.7	203.7 209.0 219.8 247.7 268.0 302.8	208.2 213.7 224.7 253.2 274.0 309.6
при крутом импульсе тока 10000 А, 1/10 мкс	204.7	266.8	280.6	308.2	315.1
Классификационный ток, амплитуда, мА	2.0	2.0	2.0	2.0	2.0
Классификационное напряжение Uкл, действующее значение, не менее, кВ	68.8	89.8	94.7	102.1	108.2
Ток проводимости Iпр при Uнд, действующее значение, мА, не более	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0
Пропускная способность, А, для прямоугольных импульсов тока 2000 мкс	680	680	680	680	680
Рассеиваемая энергия ОПН, кДж,не менее	196.0	255.5	269.5	290.5	308.0
Ток взрывобезопасности, кА	40	40	40	40	40
Длина пути утечки, мм, не менее	3150	3150	3150	3150	3150
Масса, кг, не более	15.0	15.0	15.0	15.0	15.0
Высота, мм, не более	1000	1000	1000	1000	1000

Таблица 4.2 Технические характеристики ОПН-РВ/TEL-10

Наименование параметра	ОПН-РВ/TEL-10
1. Класс напряжения сети, кВ	10
2. Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение, кВ Uнр	12,6
3. Номинальный разрядный ток 8/20 мкс, кА	5
4. Пропускная способность, А	150
5. Остающееся напряжение, кВ, не более:- при коммутационном импульсе тока 125 А, 30/60 мкс 250 А, 30/60 мкс 500 А, 30/60 мкс- при грозовом импульсе тока 2500 А, 8/20 мкс 5000 А, 8/20 мкс 10000 А, 8/20 мкс- при крутом импульсе тока 10000 А, 1/10 мкс	32,733,835,2 40,243,047,3 54,4
6. Классификационное напряжение, не менее, кВ, при амплитуде классификационного тока через ОПН 1,0 мА	15,4
7. Ток проводимости, мА, не более (действующее значение)	0,3
8. Максимальная амплитуда большого импульса тока 4/10 мкс, кА	65
9. Удельная энергия, кДж/кВ Uнр	0,8
10. Ток взрывобезопасности, кА	10

Приложение 5 (обязательное)

Сметно-финансовый расчет объекта проектирования

Таблица 5

Сметно-финансовый расчет объекта проектирования

№ п/п	Шифр и позиция в нормативе	Наименование работ и затрат	Кол.	Стоимость на единицу, руб.					Общая стоимость, руб.					Затраты труда рабочих не занятых экспл. машин, чел.-час
			Ед. изм.	Всего	Экспл. машин	Мат-лы			Всего	Основной зарплаты	Экспл. машин	Мат-лы		единицы	общая
				Основной зарплаты	В т. ч. зарплаты
№1 Монтажные работы
1	ТЕРм08-01-001-10	Трансформатор силовой ТДН-10000/110/10	2	18849,22	11761,89	1987,51			28602,04	1569,02	16415,82	3853,02		508	1016
			шт.	5100,32	1110,49						1569,02
2	ТЕРм08-01-065-01	Слив масла	10×2	430,7	395,46	—			4307	352,4	3954,6			5,31	106,2
			т	35,24	22,8						228
3	ТЕРм08-01-005-02	Сушка трансформатора	2	7435,4	1591,26	1838,18			14870,80	8011,92	3182,52	3676,36		399	798
			шт.	4005,96	7,79						15,58
5	ТЕРм08-01-064-01	Сушка масла	10×2	427,49	166,35	93,47			4274,9	1676,7	1663,5	934,7		16,7	167
			т	167,67	8,53						85,3
6	ТЕРм08-01-065-01	Залив масла	10×2	430,7	395,46	—			4307	352,4	3954,6	—		3,51	70,2
			т	35,24	22,8						228
7	ТЕРм08-01-05-03	Трансформатор тока ТОЛ-10	8	52,6	12,91	15,29			736,4	341,6	180,74	214,06		2,43	19.5
			компл	24,4	0,86						12,04
8	ТЕРм08-01-009-05	Выключатель элегазовый ВГТ-110	3	7575,6	4799,09	336,79			22726,8	7409,16	14397,27	1010,37		243	729
			шт.	2469,72	347,43						1042,29
9	ТЕРм08-01-022-01	Шины жесткие 110 кВ	10	1272,18	282,24	401,6			12721,8	5883,4	2822,4	4016		58,6	586
			прол	588,34	16,54						165,4
10	ТЕРм08-01-026-01	Ячейка с ВВ/Tel-10	8	668,94	243,16	36,23			7358,34	4285,05	2674,76	398,53		38,8	310.4
			шт	389,55	17,32						190,52
11	ТЕРм08-01-026-02	Ячейка с НАМИ-10-УХЛ1	2	429,68	215,74	36,23			859,36	355,42	431,48	72,46		17,7	35,4
			шт	177,71	15,73						31,46
12	ТЕРм08-01-026-03	Ячейка с разъеденителем	1	306,5	171,12	28,96			306,5	106,42	171,12	28,96		10,6	10,6
			шт.	106,42	12,27						12,27
13	ФЕРм33-04-001-1	Установка опор с помощью механизмов	1230	234,26	120,13	86,08			288139,8	34501,5	147760	105878,4		3,17	3899,1
			шт.	28,05	9,05						11131,5
14	ТЕРм08-01-061-01	Предохранитель ПКТ-10	62	30,41	5,65	13,41			182,46	68,1	33,9	80,46		1,13	70
			шт.	11,35	0,35						2,1
15	ТЕРм08-01-062-02	Трансформатор силовой ТМ-100/10	2	2660,28	1220,87	1137,21			5320,56	604,4	2441,74	2274,42		30,1	60,2
			шт.	302,2	83,69						167,38
16	ТЕРм08-01-066-01	8	69,64	27,41	12,11			139,28	60,24	54,82	24,22		3	24
			компл	30,12	1,59						3,18
17	ТЕРм 08-01-006-02	Трансформатор тока ТГФМ-110	5	1323,24	494,03	576,2			5292,96	1012,04	1976,12	2304,8		25,2	100,8
			комп	253,01	35,79						143,16
18	ТЕРм08-01-007-02	Трансформатор напряжения НКФ-110 УХЛ1	2	1642,01	824,64	569,38			3284,02	495,98	1649,28	1138,76		30,1	60,2
			шт.	247,99	88,89						177,78
19	ТЕРм08-01-011-06	Разъединитель РДЗ-110	10	2035,22	1093,29	450,97			20352,2	4909,6	10932,9	4509,7		48,9	489
			шт.	490,96	160,7						1607
20	ТЕРм08-01-015-02	ОПН-TEL-110/88-10-680 УХЛ1	2	1806,18	826,74	672,22			3612,36	614,44	1653,48	1344,44		30,6	61,2
			комп	307,22	83,45						166,9
21	ТЕРм08-01-017-09	Изолятор опорный 110 кВ	2	191,4	67,8	99,7			382,8	47,8	135,6	198,6		2,38	4,76
			шт.	23,9	7,6						15,2
22	ТЕРм08-01-020-02	Гирлянда поддерживающая 110 кВ	6	209,71	161,12	—			1258,26	291,54	966,72	—		4,84	29,04
			шт.	48,59	14,42						86,52
23	ТЕРм08-01-021-05	Ошиновка гибкая	10	2286,2	1863,06	2,46			22862	4206,8	18630,6	24,6		41,9	419
			прол.	420,68	115,26						1152,6
24	ФЕР33-04-008-3	Подвеска СИП-2А с помощью механизмов	10,6	1388,23	579,41	177			14715,238	3396,03	6141,75	1876,2		22	233,2
			1 км при 30 опорах	320,38	69,44						736
25	ФЕРм08-02-149	Подвеска СИП-3 с помощью механизмов	73,7	1685,35	756,66	209			124210,3	33507,7	55765,8	15403,3		22	1621,4
			1 км	454,65	93,28						6874,7
26	ФЕРм18-01-001	Установка маслосборника	1	12825,39	5238,16	3850,39			12825,39	3736,84	5238,16	3850,39		412	412
			шт.	3736,84	571,13						571,13
27	ФЕР33-04-029-1	Установка КТП мощностью до 630 КВ∙А	62	395,81	358,82	2,16			22165,36	2072	20093,92	120,96		4,18	260
			шт.	36,99	32,59						1825,04
Итого									629134,2	120324,74	325538,8	153736,74			11683,4
											28463,9
№2 Материалы в ценах 2015 г.
21	Самарский Электрощит	Шины 10 кВ	25	18700				467500
			м
22	Самарский Электрощит	Шины 110 кВ	10	32500				325000
			прол.
Итого:								792500
№3 Оборудование в ценах 2015 г.
23	Тольятинский Трансформатор	Трансформатор силовой ТДН-10000/110/10	2	5500000				11000000
24	ЗАО ЭНЕРГОМАШ (Екатеринбург)	Выключатель элегазовый ВГТ-110	3	1300000				3900000
25	УЗТТ	Разъединитель РДЗ-110	10	65000				650000
26	Самарский Электрощит	Трансформатор напряжения НАМИ-110 УХЛ1	2	180000				360000
27	ОАО ВО «Электроаппарат»	Трансформатор тока ТГФМ-110	5	340000				1700000
28	ЗАО ГК «Таврида Электрик»	ОПН-TEL-110/88-10-680 УХЛ1	2	187000			374000
29	Самарский Электрощит	Заземление нейтрали трансформатора	2	115000			230000
30	Уралэнерго	КТП	62	167400			10378000
31	Самарский Электрощит	Ячейка с ВВ/TEL-10	8	604000			4832000
32	Самарский Электрощит	Ячейка с НАМИ-10-УХЛ1	2	204000			408000
33	Самарский Электрощит	Ячейка с разъединителем	1	111000			111000
34	Самарский Электрощит	Предохранитель ПКТ-10	62	920			57040
35	ЗАО ГК «Таврида Электрик»	ОПН-TEL-10/12,6/5/150 УХЛ1	8	10400			83200
37	Самарский Электрощит	Трансформатор силовой ТМ-100/10	2	102000			204000
38	Элекмет	СИП-3	73700	54,6			4024020
			м
39	Рязань ШПЗ	Опора деревянная	1230	3930			4833900
			шт
Итого:							43937660

Предыдущий пример

Следующий пример