В данном дипломном проекте выполнена реконструкция ПС «чернушка» 110/35/10 кв с модернизацией МТЗ, чернушинского участка чайковских электрических сетей «мрска урала»в целях повышения надежности

АННОТАЦИЯ

В данном дипломном проекте выполнена реконструкция ПС «Чернушка» 110/35/10 кВ с модернизацией МТЗ, Чернушинского участка Чайковских электрических сетей «МРСКА УРАЛА»в целях повышения надежности электроснабжения потребителей.

В основной части произведены расчёты, освещения, электроснабжения, определена трудоемкость работ на обслуживание электрооборудования, разработаны мероприятия по охране труда, охране природы.

Определен экономический эффект от реконструкции и модернизации МТЗ.

DIE INHALTSANGABE

Im gegebenen Diplomprojekt ist die Rekonstruktion Unterstation "Chernushka" 110/35/10 кV mit dem Ersatz der kompletten Schalteinrichtung um dem Öl vom Schalter 10 кВ auf die elektrischen Gas-kompletten Schalteinrichtungen, zwecks der Erhöhung der Zuverlässigkeit der Elektroversorgung der Konsumenten erfüllt.

In den Hauptteil sind die Rechnungen, der Beleuchtung, der Elektroversorgung erzeugt, es ist der Arbeitsaufwand der Arbeiten auf die Bedienung der elektrischen Ausrüstung bestimmt, es sind die Maßnahme nach dem Schutz des Werkes, dem Schutz der Natur entwickelt.

Es ist der Nutzeffekt von der Einführung der elektrischen Gas-kompletten Schalteinrichtungen bestimmt.

СОДЕРЖАНИЕ

ВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ ХОЗЯЙСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПС 110/35/10 КВ «ЧЕРНУШКА»

1.1 Общая характеристика………………………………………………………..

1.2 Цель и виды деятельности Общества………………………………………..

1.3 Краткая характеристика состояния природной среды в районе размещения предприятия…………………………………………………...

1.4 Характеристика объекта проектирования…………………………………...

1.5 Задачи проектирования……………………………………………………….

2 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ

2.1 Расчет электрических нагрузок………………………………………………

2.2 Выбор числа трансформаторов………………………………………………

2.3 Выбор мощности трансформаторов…………………………………………

2.4 Электрический расчет линий 10 кВ………………………………………….

2.5 Выбор конструкции линий 10 кВ…………………………………………….

2.6 Расчет токов КЗ……………………………………………………………...

2.7 Расчет и выбор электрооборудования ПС…………………………………..

2.8 Расчет релейной защиты……………………………………………………...

2.9 Согласование защит…………………………………………………………..

3 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ОСВЕЩЕНИЯ ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ

3.1 Расчет внутреннего освещения КРУН 10 кВ………………………………..

4 МОДЕРНИЗАЦИЯ МТЗ……………………………………………………...

4.1 Принцип действия МТЗ………………………………………………………

4.2 Реле максимального тока РС80М2 – 11…15, РС80М2 – 11і…15і…………

5 РАСЧЕТ ТЕХНИКО–ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ СПЕЦВОПРОСА

6 ВОПРОСЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ НА ПС 110/35/10 КВ «ЧЕРНУШКА»

6.1 Определение трудоемкости работ на обслуживание электрооборудования….

6.2 Планирование работ по ТО и ТР……………………………………………..

6.3 Определение численности персонала………………………………………..

7 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ НА ПРОИЗВОДСТВЕ

7.1 Общие требования безопасности

7.2 Средства пожаротушения для ПС 110/35/10 кВ «Чернушка»…………………………………………………………………………

7.3 Анализ травматизма на предприятии………………………………………..

7.4 Расчет молниезащиты………………………………………………………….

8 ОХРАНА ПРИРОДЫ

8.1 Экологическая политика……………………………………………………...

8.2 Цель, задачи и основные направления Экологической политики РАО «ЕЭС России»…………………………………………………………………

9 МЕРОПРИЯТИ Я ПРИ ВОЗНИКНОВЕНИИ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ………… СИТУАЦИЙ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕ ДЕНИЕ

Распределительные электрические сети являются важным звеном в системе производства, передачи и потребления энергии. Большое значение для надёжной работы электросетей имеет правильное выполнение и настройка устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики и в том числе правильный выбор рабочих параметров срабатывания (рабочих уставок) аппаратуры РЗА.

В последние годы в технике релейной защиты начала успешно применяться аппаратура, содержащая интегральные микросхемы. Использование микросхем позволило заметно улучшить характеристики защит по сравнению с традиционными на базе электромеханических реле.

Возникла потребность в новом подходе к техническому обслуживанию защит, выполненных на базе интегральных микросхем. К ним неприменимы некоторые методы проверок, используемых при наладке электромеханических реле. С одной стороны, отпала необходимость в такой трудоёмкой работе, как регулировка измерительных органов защиты. В меньшей степени проявляются приработочные дефекты. С другой стороны, объём проверок расширился за счёт испытаний, продиктованных требованиями к полупроводниковой схемотехнике. В сложных устройствах релейной защиты начали внедряться различные методы автоматического контроля работоспособности аппаратуры.

Современная энергетика развивается ускоренными темпами. Растёт протяжённость линий электропередачи, уровень рабочего напряжения уже превышает миллион вольт. Строятся крупные электростанции с генераторами мощностью в миллион и более киловатт.

На опорных подстанциях устанавливают трансформаторы с пропускной мощностью в несколько миллионов киловатт-ампер. В огромном количестве сооружаются линии и подстанции в распределительных сетях и на промышленных предприятиях. Всё это оборудование должно быть оснащено релейной защитой с самыми различными харак теристиками. Во всё увеличивающихся объёмах должен быть обеспечен выпуск аппаратуры для релейной защиты.

Техническая эксплуатация современных электростанций, электрических сетей и подстанций вызывает необходимость в многочисленных разнообразных устройствах, предназначенных для управления коммутационной аппаратурой схем электрических соединений, контроля технического состояния электрооборудования, устройств автоматики и релейной защиты, поддержания заданных режимов работы, измерений, сигнализации, блокировки и т.д.

Для связи вторичных устройств с основным электрооборудованием, с источниками питания(измерительными трансформаторами, аккамуляторными батареями, статическими преобразователями и т.д.), необходимо иметь разветвлённые и протяжённые вторичные цепи, оснащённые соответствующими переключающими, защитными и другими аппаратами и приборами. От работы вторичных цепей зависит надёжная бесперебойная и экономичная эксплуатация любых электрических установок (в особенности электростанций и подстанций).

Износ оборудования составляет до 65%. На модернизацию оборудования или его замену совершенно невозможно затратить колоссальное количество средств единовременно, поэтому необходимо повысить надёжность и качество работы автоматических защит.

1 АНАЛИЗ ХОЗЯЙСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПС 110/35/10 КВ «ЧЕРНУШКА»

1.1 Общая характеристика

В рамках реформирования российской энергетической системы 28 февраля 2005 года решением единственного учредителя (Распоряжение ОАО РАО "ЕЭС России" от 24 февраля 2005 года) было создано открытое акционерное общество "Межрегиональная распределительная сетевая компания Урала и Волги" и зарегистрировано в городе Екатеринбурге. 14 августа 2007 года компания переименована в ОАО "МРСК Урала".

В соответствии с конфигурацией МРСК, утвержденной Советом директоров ОАО РАО "ЕЭС России", ОАО "МРСК Урала" осуществляет управление распределительными сетевыми компаниями на территории 4 регионов.

Таблица 1.1

Наименование РСК	География деятельности
ОАО "Курганэнерго"	Курганская область
ОАО "Пермэнерго"	Пермский край
ОАО "Свердловэнерго"	Свердловская область
ОАО "Челябэнерго"	Челябинская область

Открытое акционерное обществ о «Межрегиональная распределительная сетевая компания Урала» (далее – «Общество») учреждено по решению учредителя (Распоряжение Председателя Правления ОАО РАО «ЕЭС России» от «24» февраля 2005 г. № 28р) в соответствии с Гражданским Кодексом Российской Федерации, Федеральным Законом «Об акционерных обществах», иными нормативными правовыми актами Российской Федерации.

Общество в своей деятельности руководствуется Гражданским кодексом Российской Федерации, Федеральным законом "Об акционерных обществах", Федеральным законом "Об электроэнергетике", Федеральным законом "Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона "Об электроэнергетике", иными нормативными правовыми актами Российской Федерации и настоящим Уставом.

Полное фирменное наименование Общества – Открытое акционерное общество «Межрегиональная распределительная сетевая компания Урала».

На английском языке - «Interregional Distribution Grid Company of Urals», Joint Stock Company.

Сокращенное фирменное наименование Общества – ОАО «МРСК Урала».

На английском языке – IDGC of of Urals, JSC.

Место нахождения Общества: 620026, г. Екатеринбург, ул. Мамина-Сибиряка, д.140.

Общество создано без ограничения срока деятельности.

На основании решения внеочередного Общего собрания акционеров Общества от 25 декабря 2007 года Общество реорганизовано в форме присоединения к нему ОАО «Пермэнерго», ОАО «Свердловэнерго», ОАО «Челябэнерго».

В соответствии с:

передаточным актом, утвержденным внеочередным Общим собранием акционеров ОАО «Пермэнерго» от 18 января 2008 г., (протокол № 26 от 21 января 2008г.),

передаточным актом, утвержденным внеочередным Общим собранием акционеров ОАО «Свердловэнерго» от 18 января 2008 г., (протокол № 21 от 22 января 2008г.),

передаточным актом, утвержденным внеочередным Общим собранием акционеров ОАО «Челябэнерго» от 18 января 2008 г., (протокол № 20 от 22 января 2008г.),

с момента внесения в Единый государственный реестр юридических лиц записи о прекращении деятельности ОАО «Пермэнерго», ОАО «Свердловэнерго», ОАО «Челябэнерго» Общество является правопреемником каждого из указанных обществ по всем их правам и обязанностям».

1.2 Цель и виды деятельности Общества

Основной целью деятельности Общества является получение прибыли.

Для получения прибыли и для обеспечения собственных нужд Общество вправе осуществлять любые виды деятельности, не запрещенные законом, в том числе:

– оказание услуг по передаче электрической энергии;

– оперативно-технологической управление;

– оказание услуг по технологическому присоединению энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям;

– осуществление функций по сбору, передаче и обработке технологической информации, включая данные измерений и учёта;

– осуществление контроля за безопасны м обслуживанием электрических установок у потребителей, подключенных к электрическим сетям общества;

– деятельность по эксплуатации электрических сетей;

– оказание услуг по осуществлению полномочий единоличного исполнительного органа хозяйствующих субъектов;

– оказание услуг по доверительному управлению имуществом;

– осуществление операций с ценными бумагами в порядке, определенном действующим законодательством Российской Федерации;

осуществление агентской деятельности;

– проектно-сметные, изыскательские, научно-исследовательские и конструкторские работы;

– оказание транспортно-экспедиционных услуг;

– оказание консалтинговых, консультационных и информационных услуг;

– выполнение работ, определяющих условия параллельной работы в соответствии с режимами Единой энергетической системы России в рамках договорных отношений;

– эксплуатация по договорам с собственниками энергетических объектов, не находящихся на балансе Общества;

– обеспечение работоспособности и исправности оборудования электрических сетей в соответствии с действующими нормативными требованиями, проведение технического обслуживания, диагностики, ремонта электрических сетей и иных объектов электросетевого хозяйства;

– проведение испытаний и измерений энергоустановок (в том числе потребителей);

– обеспечение работоспособности и исправности, проведение технического обслуживания, диагностики и ремонта сетей технологической связи, средств измерений и учета, оборудования релейной защиты и противоаварийной автоматики и иного, технологического оборудования, связанного с функционированием электросетевого хозяйства;

– разработка долгосрочных прогнозов, перспект ивных и текущих планов развития электросетевого комплекса, целевых комплексных научно-технических, экономических и социальных программ;

– развитие электрических сетей и иных объектов электросетевого хозяйства включая проектирование, инженерные изыскания, строительство, реконструкцию, техническое перевооружение, монтаж и наладку;

– развитие сетей технологической связи и телемеханики, средств измерений и учета, оборудования релейной защиты и противоаварийной автоматики и иного технологического оборудования, связанного с функционированием электросетевого хозяйства, включая проектирование, инженерные изыскания, строительство, реконструкцию, техническое перевооружение, монтаж и наладку;

– эксплуатация взрывоопасных, химически опасных и пожароопасных производственных объектов;

– создание и освоение новой техники и технологий, обеспечивающих эффективность, пожарную, производственную и экологическую безопасность работы промышленных объектов, создание условий для развития электроэнергетической системы России, реализации отраслевых научно-технических и инновационных программ, участие в формировании отраслевых фондов НИОКР;

– осуществление производственного контроля за состоянием промышленной безопасности опасных производственных объектов;

– организация работы по обеспечению охраны труда;

– ликвидация технологических нарушений на объектах электрических сетей;

– осуществление видов деятельности, связанных с работами и услугами природоохранного назначения;

– деятельность, процесс которой связан с воздействием на окружающую среду, образованием, сбором, использованием, обезвреживанием, хранением, захоронением, перемещением, транспортированием и размещением промышленных отходов;

– деятельность по использованию водных объектов;

– деятельность по использованию природных ресурсов, в том числе недр и лесного фонда;

– деятельность в области метрологии;

– деятельность по изготовлению и ремонту средств измерений;

– деятельность на предоставление услуг по монтажу, ремонту и техническому обслуживанию приборов и инструментов для измерения, контроля, испытания, навигации, локации и прочих целей;

– деятельность по обращению с опасными отходами;

– деятельность по предупреждению и тушению пожаров;

– производство работ по монтажу, ремонту и обслуживанию средств обеспечения пожарной безопасности зданий и сооружений;

– организация и проведение работы с кадрами, включая подготовку и переподготовку, проверку знаний персоналом правил технической эксплуатации, правил пожарной безопасности и охраны труда, а также других правил и инструкций в соответствии с действующими нормативными документами на предприятиях электроэнергетики;

– перевозки пассажиров и грузов автомобильным, железнодорожным, авиационным и внутренним водным транспортом (в том числе в отношении опасных грузов);

– деятельность по техническому обслуживанию и ремонту подвижного состава на железнодорожном транспорте;

– деятельность по техническому обслуживанию и ремонту технических средств, используемых на железнодорожном транспорте;

– погрузочно-разгрузочная деятельность на железнодорожном транспорте (в том числе в отношении опасных грузов);

– погрузочно-разгрузочная деятельность на внутреннем водном транспорте (в том числе в отношении опасных грузов);

– эксплуатация, тех ническое обслуживание и ремонт автомобильного, железнодорожного, авиационного, внутреннего водного транспорта и грузоподъемных механизмов, используемых в технологических целях;

– внешнеэкономическая деятельность;

– хранение нефти, газа и продуктов их переработки;

– деятельность по выполнению функций заказчика-застройщика;

– проектирование зданий и сооружений I и II уровней ответственности в соответствии с государственным стандартом;

– строительство зданий и сооружений I и II уровней ответственности в соответствии с государственным стандартом;

– услуги местной, внутризоновой и междугородной телефонной связи;

аренда каналов связи;

– услуги телематических служб (в том числе служба электронной почты, служба доступа к информационным ресурсам, информационно-справочная служба, служба Телефакс, служба Комфакс, служба Бюрофакс, служба обработки сообщений, служба голосовых сообщений, служба передачи речевой информации);

– услуги передачи данных;

– использование орбитально-частотных ресурсов и радиочастот для осуществления телевизионного вещания и радиовещания (в том числе вещания дополнительной информации);

аренда зданий, сооружений, оборудования, машин и механизмов;

– охранная деятельность исключительно в интересах собственной безопасности в рамках создаваемой Обществом службы безопасности, которая в своей деятельности руководствуется Законом РФ «О частной детективной и охранной деятельности в РФ» и законодательством РФ;

– деятельность по технической защите конфиденциальной информации;

– организация и проведение мероприятий по вопросам мобилизационной подготовки, гражданской обороны, предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций;

– защита государственной тайны, осуществление работ, связанных с использованием сведений, составляющих государственную тайну, в соответствии с законодательством и иными нормативными актами Российской Федерации;

– организация и проведение мероприятий по обеспечению безопасности и защите сведений, составляющих коммерческую тайну;

– покупка (получение) электрической энергии (мощности) с оптового рынка электрической энергии и у производителей электрической энергии на розничном рынке в целях перепродажи потребителям на розничном рынкев случае присвоения статуса гарантирующего поставщика электрической энергии, в порядке, установленном законодательством Российской Федерации;

– продажа (поставка) электрической энергии (мощности) потребителям на розничном рынкев случае присвоения статуса гарантирующего поставщика электрической энергии, в порядке, установленном законодательством Российской Федерации;

– медицинская деятельность, в том числе санаторно-курортное обслуживание;

– образовательная деятельность;

– эксплуатация и обслуживание объектов, подконтрольных Ростехнадзору РФ

– осуществление иных видов деятельности, не запрещенных федеральным законодательством.

Отдельными видами деятельности, перечень которых определяется федеральными законами, Общество может заниматься только на основании специального разрешения (лицензии).

Право Общества осуществлять деятельность, на занятие которой необходимо получение лицензии, возникает с момента получения такой лицензии или в указанный в ней срок и прекращается по истечении срока ее действия, если иное не установлено законом или иными правовыми актами.

1.3 Кратк ая характеристика состояния природной среды в районе размещения предприятия

Климат на всей территории Пермского края умеренно-континентальный.

Зима обычно снежная, продолжительная. Средняя температура января на северо-востоке региона -18,5 градусов Цельсия, а на юго-западе -15. Абсолютный минимум температуры на севере края достигает -53 градусов Цельсия.

Лето умеренно-теплое. Самый теплый месяц - июль. Средняя температура июля на северо-востоке региона +15, а на юго-западе - +18,5 градусов Цельсия. Абсолютный максимум температуры достигает +38 градусов Цельсия. Длительность вегетационного периода (с температурой выше +5) колеблется от 145 до 165 дней.

Годовая норма осадков возрастает от 410-450 мм на юго-западе до 1000 мм на крайнем северо-востоке, в наиболее высокогорной части Прикамья. Большая часть атмосферных осадков приходится на теплое полугодие (с мая по сентябрь их выпадает от 66 до 77%). Снежный покров устанавливается в конце октября - начале ноября и держится в среднем 170-190 дней в году. Толщина снега к марту месяцу достигает 80-90 см на севере региона и 60-70 см на юге.

К особенностям климата Пермского края относятся довольно частая повторяемость опасных метеорологических явлений (туманы, грозы, метели и т.п.).

Туманы наблюдаются в течение всего года, но чаще - в теплое время (июль - октябрь). В восточной горной части региона (район Полюдова Камня) насчитывается до 195 туманных дней в году. Зимние туманы связаны с явлением температурных инверсий, когда в замкнутых долинах и горных котловинах застаивается плотный холодный воздух.

Грозы бывают обычно летом, а иногда и в конце зимы, чаще - в послеполуденные часы. Наибольшее число дней с грозами отмечается так же на северо-востоке края (в районе Полюдова Камня 27 дней в году). Зимние грозы - редкое явление природы. Они зарегистрированы при резких вторжениях арктических воздушных масс на общем фоне западного переноса, при температуре около нуля. Обычно они сопровождаются шквалистым ветром, сильными снегопадами и грозовыми разрядами, а после них наступает резкое понижение температуры воздуха.

Непостоянство погодных условий по времени (частые возвраты холодов весной, заморозки в первой половине лета, град, недостаточное количество осадков в начале вегетационного периода, летние ливни) сильно осложняют ведение сельского хозяйства в регионе.

1.4 Характерис тика объекта проектирования

Подстанция 110/35/ 10 кВ «Чернушка» питается двумя линиями W1; 2. На ОРУ – 110 кВ п/ст 110/35/10 кВ «Чернушка» установлены два линейных разъединителя QS – 1 (2) питающих 1 и 2 секции шин 110 кВ. На шинах 1 и 2 секции, установлены два секционных разъединителя QS – 3 и QS – 4, для секционирование шин 110 кВ. После QS 1; 2 и QS 3; 4, на секциях установлены трансформаторные разъединители QS –5 и QS –6. Для защиты трансформатора после QS –5 и QS –6 установлены отделители и короткозамыкатели QR и QK 110 кВ. Отделители работают в бестоковую паузу. При коротком замыкании включается короткозамыкатель и создает КЗ на линии. В голове отключается Q1 (2) –110 кВ «Чернушка» и в это время отключается отделитель 110 кВ, на п /ст «Чернушка». Q1 (2) –110 кВ «Чернушка» включается от АПВ – 2секции, линия снова под напряжением, но трансформатор отключен отделителем 110 кВ. После QR 1 (2) –110 кВ и QK 1 (2)–110 кВ установлены трансформаторы110/35/ 10 кВ Т–1 и Т–2 мощностью 25000 кВА, которые питают ОРУ– 35 кВ и КРУН – 10 кВ. С шин трансформатора 10 кВ запитаны TV – 1 (2) 10/ 0, 23 кВ, для питания собственных нужд, управления защиты и сигнализации.

Для защиты трансформатора от возможных неисправностей в сети выполнены защиты:

– Максимально-токовая МТЗ – 35, МТЗ – 10, МТЗ –110;

– Дифференциальная защита;

– Газовая защита на сигналы и на отключение.

Все эти защиты выполнены на постоянном оперативном токе, на предварительно заряженных конденсаторах. На ОРУ – 35 кВ установлены два ввода – 35 кВ 1 и 2 секции шин. Для секционирования шин 35 кВ

установлен QF22 – 35 кВ. На каждой секции установлены по три отходящих фидера W – 35 кВ. Для автоматического повторного включения QF – 35 кВ на вводах 35 кВ и фидера 35 кВ предусмотрено АПВ. Для автоматического включения резерва секций шин 35 кВ предусмотрен АВР – 35 кВ. Для питания цепей учета 35 кВ, а так же коммерческого учета 110 кВ, контроля цепей напряжения изоляции, АВР, установлены трансформаторы напряжения TV5 (6) типа ЗНОМ 35 кВ –1 (2) 1 и 2 секции шин.

В КРУНе – 10 кВ установлены два ввода – 10 кВ; QF3 (14) 1 и 2 секции шин. Для секционирования шин – 10 кВ установлен секционный разъединитель 10 кВ (QS8) и QF9 – 10 кВ (секционный вакуумный выключатель). Для автоматического включения резерва, предусмотрен АВР–10 кВ. На вводах 10 кВ и фидерах 10 кВ для автоматического повторного включения предусмотрено АПВ. Для питания цепей учета, контроля напряжения, изоляции, защита и АВР – 10 кВ, установлены TV3 и TV4 10 кВ. В КРУНе – 10 кВ установлен шкаф ЦС с выводом звукового сигнала в ОПУ. Для питания цепей управления, защиты, сигнализации, освещения и обогрева установлены шкафы собственных нужд, с секционированной системой АВР – 0, 23 кВ. Ввода 10 – кВ выполнены с электромагнитным приводом, на постоянном токе для питания цепей ШП электромагнитов постоянного тока, установлены шкафы ВУ – 1 и ВУ – 2 типа УКП – 0, 23 кВ.

1.5 Задачи проектирования

Основные задачи реконструкции – это повысить надежность работы, снизить эксплуатационные издержки, повысить безопасность работ при производстве переключений и обслуживании, снизить время ремонта и уменьшить количество ненормальных и аварийных режимов.

Этого можно добиться путем замены масляных выключателей на вакуумные, а также модернизацией Максимально Токовой Защиты.

2 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ

2.1 Расчет электрических нагрузок

Таблица 2.1 – Перечень потребителей ПС 110/35/10 кВ «Чернушка»

Позиция	№ ячейки	Потребитель
		С–З Азинский
		Ст. Брод
		Ввод – 10 кВ Т–1
		ТН 1сш 10 кВ
		ЦРП «Брод»
		Резерв
		Свинокомплекс
		СР–10 кВ
		СМВ– 10 кВ
		ЦРП «Брод»
		Ананьино
		Ананьино
		ТН 2 сш 10 кВ
		Ввод 10 кВ Т–2
		Кораморка
		Зверево
		Сады
		База РЭС

Таблица 2.2 – Сво дная таблица расчета линий 10 кВ

Номер фидера	Длина, км	Расчетная активная мощность линии, кВт	cosj	tgj
РД
	3,9		0,85	0,6197
	5,2		0,75	0,8819
	7,5		0,85	0,6197
	3,5		0,91	0,4556
	5,5		0,85	0,6197
	4,9		0,85	0,6197
	3,1		0,85	0,6197
	12,1		0,85	0,6197
	5,2		0,75	0,8819
	1,8		0,85	0,6197
	0,12		0,91	0,4556

Продолжение таблицы 2.2

Номер фидера	Расчетная мощность	Рабочий ток, А.	Марка и сечение провода
Реактивная, квар.	Полная, кВА.
Q	S	I
	929,55	1764,70588	101,885342	АС – 70
	617,33	933,333333	53,8860251	АС – 70
	24,788	47,0588235	2,71694244	АС – 70
	574,06	1384,61538	79,9408065	АС – 70
	24,788	47,0588235	2,71694244	АС – 70
	573,22	1088,23529	62,829294	АС – 70
	520,55	988,235294	57,0557913	АС – 70
	161,12	305,882353	17,6601259	АС – 70
			118,010395	АС – 70
	80,561	152,941176	8,83006294	АС – 70
	455,6	1098,9011	63,4450845	АС – 70

Продолжение т аблицы 2.2

№ фидера	Потери напряжения, В	Потери напряжения, %
От шин 10 кВ до конца линии	От шин 10 кВ до конца линии
	383,1296	3,831296
	275,8045	2,7580455
	19,64767	0,1964767
	260,4525	2,6045248
	14,40829	0,1440829
	296,8436	2,9684358
	170,5418	1,7054179
	206,0386	2,0603859
	604,012	6,0401196
	15,32518	0,1532518
	7,087142	0,0708714

Таблица 2.3 – Характеристики линий 10 кВ

Провод	Dср, мм	r0, Ом/км	х0, Ом/км	Iраб макс, А	Iдоп, А
		0,412	0,392	101,885
		0,412	0,392	53,886
		0,412	0,392	2,717
		0,412	0,392	79,941
		0,412	0,392	2,717
		0,412	0,392	62,829
		0,412	0,392	57,055
		0,412	0,392	17,66
		0,412	0,392	118,01
		0,412	0,392	8,83
		0,412	0,392	63,45

Расчет произведем на примере воздушной линии 10 кВ фидера № 1 С–З Азинский.

Расчетная реактивная мощность ВЛ 10 кВ определяются по формулам

(2.1)

Расчетная полная мощность нагрузки для дневного и вечернего максимума ВЛ 6 кВ определяются по формулам

(2.2)

В столбец 8 табли цы 2.2 вписывается рабочий ток линии, который определяется по формуле

(2.3)

Выбранное сечение проводов должно удовлетворять условию допустимого нагрева

(2.4)

На каждой линии необходимо определить потерю напряжения

(2.5)

где – длина линии;

– удельное электрическое сопротивление постоянному току при , Ом/км;

– внешнее индуктивное сопротивление, Ом/км.

Полученную потерю напряжения в вольтах необходимо перевести в киловольты и представить в процентах

(2.6)

2.2 Выбор числа трансформаторов

Главные понизительные подстанции жела­тельно выполнять с числом трансформаторов не более двух. Во всех случаях, если это возможно, следует рассматривать вариант с установкой одного трансформатора и осуществлением резервного питания от соседней трансформаторной подстанции.

При выборе числа трансформаторов надо иметь в виду, что сооружение однотрансформаторных подстанций обеспечивает наи­меньшие затраты. Если по условиям резервирования питания потребителей необходима установка более чем одного трансформатора, то нужно стремиться к тому, чтобы число трансформаторов на под­станции не превышало двух.

Двухтрансформаторные подстанции экономически обычно более целесообразны, чем подстанции с большим числом трансформаторов. При сооружении двухтрансформаторных подстанций всегда жела­тельно осуществлять наиболее простую схему электрических соеди­нений со стороны высшего напряжения. Примене­ние простых схем с числом выключателей, меньшим числа присоединений, особенно выгодно тогда, когда стоимость выключателя на стороне высшего напряжения соизмерима со стои­мостью установки трансформатора.

При проектировании подстанции необходимо учитывать требова­ние резервирования, исходя из следующих основных положений.

Потребители 1–й категории должны иметь питание от двух не­зависимых источников электроэнергии; при этом может быть обес­печено резервирование и всех других потребителей. Обеспечивая надежное питание от двух подстанций, на них можно устанавли­вать по одному трансформатору. При питании потребителей 1–й категории от одной подстанции для обеспечения надежности пита­ния необходимо иметь минимум по одному трансформатору на каж­дой секции шин; при этом мощность трансформаторов должна быть выбрана так, чтобы при выходе из строя одного из них второй с учетом допустимой перегрузки обеспечивал питание всех потребите­лей 1–й категории. Ввод резервного питания должен осуществляться автоматически.

Учитывая наличие потребите лей I и II категорий надежности, принимаем к установке два трансформатора.

2.3 Выбор мощности трансформаторов

Номинальную мощность трансформатора – 1 определяем по условию

(2.7)

(2.8)

Проверяем перегрузочную способность трансформаторов в аварийном режиме по условию

(2.9)

Исходя из заявленных мощностей потребителей и проектных данных, на ПС 110/35/10 кВ «Чернушка» стоят трансформаторы ТДТН – 25000/110.

2.4 Электрический расчет Ввода 10 (35) кВ

Рисунок 2.1 Схема 1 секции шин 10 кВ

Расчетная мощность максимума нагрузки Ввода 10 кВ Т – 1 определяется по формуле

(2.10)

где Р_Б – наибольшее значение расчетной мощности дневного максимума нагрузки одного из потребителей или группы одинаковых потребителей, кВт;

Р_доб1, Р_доб2, Р_доб5, Р_доб7– добавки, определяемые расчетной мощностью максимума нагрузки всех других потребителей и групп одинаковых потребителей, кВт.

Таблица 2.4 – Сводная таблица расчета ввода 10 (35) кВ

№ Ввода 10/35 кВ	Р, кВт	cosφ	tgφ	S, кВА	Q, квар
Ввод 10 кВ Т – 1		0,947	0,340	3307,29	1064,88
Ввод 10 кВ Т – 2		0,974	0,235	4209,45	963,5
Ввод 35 кВ Т – 1	5468,084	0,820	0,698	6668,395122	3816,722632
Ввод 35 кВ Т – 2	6743,567	0,927	0,403	7274,613808	2717,657501

2.5 Расчет то ков КЗ

Мощность питающей системы можно определить по техническим данным выключателей, питающих место, где рассчитывается ток короткого замыкания. Принимаем мощность короткого замыкания системы равной мощности отключения выключателя.

(2.11)

(2.12)

Рисунок 2.2 Схема электропередач фидер 10 кВ №1

Рисунок 2.3 Схема замещения

Сопротивление системы

(2.13)

Расчет произведу на примере отходящего фидера 10 кВ № 1.

Сопротивления линии 10 кВ

(2.14)

(2.15)

Для базисной мощности целесообразно пр инимать значение номинальной мощности питающего трансформатора.

Результирующие сопротивления до точек КЗ определяем по формулам

До точки К1 (2.17)

До точки К2

Рассчитаем ток трехфазного КЗ. Для точки 2 выполняется условие

U_ср.ном= U_б, поэтому ток КЗ определяется по формуле

(2.18)

Определяем ток двухфазного КЗ для точки 2

(2.19)

Ударный ток для каждой из точек КЗ определяется по формуле

(2.20)

где k_У – ударный коэффи циент, для 2 – той точки КЗ рекомендуется определять по формуле

(2.21)

Мощность трехфазного КЗ для каждой из точек КЗ определяется по формуле

(2.22)

2.7 Расчет и выбор электрооборудования ПС

С 1995 года НПП «Контакт» занимается адаптацией выпускаемых вакуумных выключателей к различным типам распредустройств с выкатными элементами.

Замена старых масляных выключателей на новые вакуумные возможна практически во всех шкафах, находящихся в эксплуатации.

В ячейках КРУ и КРУНе типа К–37 выключатели ВМПП заменяются вакуумными серии ВБ. Выкатной элемент имеет тележку собственной конструкции, которая снабжена системами докатки и фиксации в рабочем и контрольном положениях. Все блокировки сохраняются. Колея тележки выкатного элемента соответствует колее ячейки. Для коммутации вторичных цепей к каждому выключателю придается соединительный жгут.

Выключатели выбирают по номинальному току, номинальному напряжению, по типу, роду установки, соответствию технико-экономическим показателям и проверяют по электродинамической и термической

устойчивости и отключающей способности в режиме к.з.

1. Выбор по номинальному напряжению сводится к сравнению
номинального напряжения установки и номинального напряжения
выключателя с учетом того, что выключатель в нормальных условиях
эксплуатации допускает продолжительное повышение напряжения до 15% номинального, т.е.

(2.23)

где – номинальное напряжение выключателя;

0,15 – допустимое длительное повышение напряжения для выклю­чателей;

– номинальное напряжение установки;

– повышение напряжения в рабочих условиях.

2. Выбор по номинальному току сводится к выбору выклю­чателя, у которого номинальный ток является ближайшим большим по отношению к расчетному току установки , т.е. должно быть соблюдено условие

(2.24)

Указанное положение справедливо для температуры окружающей среды . При номинальный ток выключателя, указанный в паспорте, снижается в соответствии с выражением

(2.25)

При допустимый ток выключателя увеличивается на 0,005 на каждый градус, но до величины не более 1,2 .

3. Выбор по отключающей способности сводится к проверке того, чтобы расчетная мощность отключения была не больше отключающей способности выключателя.

4. Выбор выключателя по типу сводится к выбору масляного, малообъемного, многообъемного, воздушного или других типов в соответствии с условиями, в которых допустимо или целесообразно применять данный тип выключателя.

5. Выбор выключателя по роду установки производится в зависи­мости от установки: на открытом воздухе или в помещении (в за­висимости от конструктивного решения подстанции).

Если включатель снабжен устройством автоматического повтор­ного включения, то отключающая способность его снижается, что учитывается введением коэффициента .

6. Выключатели проверяются по электродинамической и терми­ческой устойчивости к токам короткого замыкания.

(2.26)

где – время термической устойчивости, у выключателей отечественного производства принимается равным 5 и 10 с;

– приведенное время к.з., с;

– расчетный установившийся ток к.з. кА.

На отходя щих фидерах 10 кВ № 1; 2; 5; 7; 10; 11; 12; 15; 16; 17; 18 ПС 110/35/10 кВ «Чернушка», установлены масляные выключатели типа ВМПП – 10/630. Данные выключатели морально и физически устарели и требуют замены. Выбираем к установке вакуумные выключатели типа ВБТР – 10/630. Также произведу замену МВ Ввода 10 кВ Т – 1; 2, СМВ – 10 кВ, МВ Ввода 35 кВ Т – 1; 2, СМВ – 35 кВ, отходящие фидера 35 кВ типа С – 35М – 630 – 10.

Произведем выбор выключателя на примере вакуумного выключателя – 10 кВ фидер № 1.

1) Выбор по номинальному напряжению

2) Выбор по номинальному току

4) Выбор выключателя по типу

Выбираем вакуумный выключатель.

5) Выбор выключателя по роду установки

Устанавливаем в помещение КРУНа.

6) Выключатели проверяются по электродинамической и терми­ческой устойчивости к токам короткого замыкания

Таблица 2.5 – Выбор оборудования ПС 110/35/10 кВ «Чернушка»

Номер фидера 35/10 кВ	Тип	Вновь установлен
	ВМПП – 10/630	ВБТР – 10/630
	ВМПП – 10/630	ВБТР – 10/630
	ВМПП – 10/630	ВБТР – 10/630
	ВМПП – 10/630	ВБТР – 10/630
	ВМПП – 10/630	ВБТР – 10/630
	ВМПП – 10/630	ВБТР – 10/630
	ВМПП – 10/630	ВБТР – 10/630
	ВМПП – 10/630	ВБТР – 10/630
	ВМПП – 10/630	ВБТР – 10/630
	ВМПП – 10/630	ВБТР – 10/630
	ВМПП – 10/630	ВБТР – 10/630
МВ Ввода 10 кВ Т – 1	ВМПП – 10/3200	ВБТР – 10/3200
МВ Ввода 10 кВ Т – 2	ВМПП – 10/3200	ВБТР – 10/3200
МВ Ввода 35 кВ Т – 1	С–35М–630–10А–У1	Класс 35 кВ серия ВБЭТ
МВ Ввода 35 кВ Т – 1	С–35М–630–10А–У1	Класс 35 кВ серия ВБЭТ
СМВ – 35 кВ	С–35М–630–10А–У1	Класс 35 кВ серия ВБЭТ
МВ – 35 кВ Т–1 I ц	С–35М–630–10А–У1	Класс 35 кВ серия ВБЭТ
МВ – 35 кВ Т–2 I ц	С–35М–630–10А–У1	Класс 35 кВ серия ВБЭТ
МВ – 35 кВ Т–1 II ц	С–35М–630–10А–У1	Класс 35 кВ серия ВБЭТ
МВ – 35 кВ Т–2 II ц	С–35М–630–10А–У1	Класс 35 кВ серия ВБЭТ
МВ – 35 кВ Т–1 III ц	С–35М–630–10А–У1	Класс 35 кВ серия ВБЭТ
МВ – 35 кВ Т–2 III ц	С–35М–630–10А–У1	Класс 35 кВ серия ВБЭТ

Таблица 2.6 – Технические характеристики вакуумных выключателей 35 кВ серии ВБЭТ

Технические характеристики
Наименование параметров	Значения
Номинальное напряжение, кВ
Номинальный ток, А
Сквозной ток короткого замыкания: – ток электродинамической стойкости, кА – ток термической стойкости, кА – время протекания тока термической стойкости, с
Номинальное напряжение цепей питания привода, В – пружинный привод (переменный ток)
Токи потребления электромагнита включения, А – пружинный привод (переменный ток)
Токи потребления электромагнита отключения – пружинный привод (переменный ток)	1,5
Собственное время включение, пружин, с	0,09
Собственное время отключения, с	0,035
Диапазон рабочих температур окружающей среды,	+50/ –60
Ресурс по коммутационной стойкости: – при номинальном токе, циклов ВО – при токе отключения 8 кА – при номинальном токе отключения, циклов ВО
Ресурс по механической стойкости, циклов ВО
Масса, кг, не более – с пружинным приводом

2.8 Ра счет релейной защиты

Расчет произведем на примере отходящего фидера 10 кВ № 1.

Расчет МТЗ проводим следующим образом

Определяем ток срабатывания защиты (I_С.З.)

отстройки от расчетного тока нагрузки (I_{раб. макс}) линии 10 кВ

, (2.27)

где К_Н – коэффициент надежности;

К_З – коэффициент самозапуска;

К_В – коэффициент возврата.

Для реле РТВ рекомендуется принимать К_Н=1,3; К_З=1,1; К_В=0,65.

Определяем ток срабатывания реле

, (2.28)

где К_сх=1 – коэффициент схемы соединения трансформаторов тока и реле (схема неполной звезды);

К_I – коэффициент трансформации трансформаторов тока (ТТ).

, (2.29)

где I_1н – первичный номинальный ток ТТ, А; выбирается из стандартного ряда значений: 5, 10, 15, 20, 30, 40, 50, 75, 100, 150, 200, 300, 400, 600, 1000 (А)по условию

. (2.30)

Выбираем уставку тока для реле РТВ из ряда значений: 5; 6; 7,5; 10; 12,5; 15; 17,5; 20; 25; 30 и 35 (А) по условию

(2.31)

Определяем уточненное значение тока срабатывания защиты

(2.32)

Проверяем чувствительность защиты

(2.33)

где I_к3⁽²⁾ – ток двухфазного КЗ в конце линии 10 кВ, кА.

Расчет ТО проводим следующим образом

Выбираем ток срабатывания ТО

Отстройке от максимального тока КЗ у подстанции ближайшего к шинам 10 кВ.

Дата добавления: 2015-10-21