close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

moy diplomchik

код для вставкиСкачать
 Содержание Введение
Капиталовложения в строительство ТЭЦ
Полезный отпуск теплоты с коллекторов станции
Выработка и отпуск электрической энергии с шин станции
Удельный расход условного топлива при однотипном оборудовании
КПД станции при разнотипном оборудовании
Эксплуатационные расходы
Калькуляция себестоимости электрической энергии и теплоты
Сводная таблица техника - экономических показателей ТЭЦ
Основные понятия и элементы сетевого графика. Правила построения сетевого графика
Вывод
Список литературы
Введение
Энергетика, как отрасль производства охватывает совокупность процессов преобразования природных топливно-энергетических ресурсов с целью производства энергетической и тепловой энергии, передачи и потребления этих видов энергии во всех отраслях народного хозяйства. В свою очередь энергетика является главной составной частью топливно-энергетического комплекса страны, который включает добычу и использование энергоресурсов, трубопроводный транспорт нефти и газа, установки по производству, передаче и распределению электрической и тепловой энергии.
Перспективы и экономические показатели развития топливно-энергетического комплекса, и, прежде всего его важнейшего звена - энергетики, оказывают всё большее влияние на развитие всего народного хозяйства страны.
Белорусская энергетическая система - это сложный комплекс, включающий электростанции, электрические и тепловые сети, которые связаны общностью режима их работы на территории всей республики. В энергосистему входят 6 РУП электроэнергетики, имеющие 28 тепловых электростанций установленной мощностью 8 МВт, 38 районных котельных, электросетевые и теплосетевые структурные подразделения. Кроме того, в состав концерна входят проектные и научно-исследовательские институты, строительно-монтажный комплекс, ряд заводов, ремонтно-наладочные мероприятия, выполняющие, в основном, работы для предприятий энергетики.
Тепловые нагрузки в РБ сконцентрированы в крупных промышленных центрах, что создаёт благоприятные условия для дальнейшего развития теплофикации и централизованного теплоснабжения. Одним из эффективных мероприятий проводимых в энергосистеме стало введение современного оборудования крупной единичной мощности, досрочное освоение новых энергоблоков, развитие теплофикации, оптимизация режимов работы, внедрение комплексной системы управления качеством энергетического производства, повышение профессиональной квалификации персонала, внедрение новой техники и автоматизации управления технологическими процессами.
Наряду с вводом новых мощностей на электростанциях и расширением объёмов сетевого строительства будет продолжаться совершенствование автоматизации Белорусской энергосистемы. Уже успешно эксплуатируются и постоянно внедряются новые комплексы устройств, обеспечивающие сохранение баланса мощности, предотвращение асинхронного режима, направленное ограничение потребителей, частотное деление электростанций, проводятся и другие противоаварийные мероприятия.
Целью данного проекта является проектирование электрической подстанции 330/110/10 кВ. Напряжения на данной подстанции соответствуют используемым в Белорусской энергосистеме.
Электрические подстанции - это электроустановки, предназначенные для распределения электроэнергии (распределительные подстанции), преобразования электрической энергии одного напряжения в энергию другого напряжения с помощью трансформаторов (трансформаторные подстанции) - повышающие и понижающие напряжение электричества.
Главная схема электрических соединений подстанции выбирается с учётом схемы развития электрических сетей энергосистемы или схемы электроснабжения района.
По способу присоединения к сети все подстанции можно разделить на тупиковые, ответвительные, проходные и узловые.
Тупиковая подстанция - это подстанция, получающая электроэнергию от одной электроустановки по одной или нескольким линиям.
Ответвительная подстанция присоединяется глухой отпайкой к одной или двум проходящим линиям.
Проходная подстанция включается в рассечку одной или двух линий питающей сети, приходящих от одной или двух электроустановок.
Узловая подстанция - подстанция, к которой присоединено более двух линий питающей сети, приходящих от двух или более электроустановок.
По назначению различают потребительские и системные подстанции. На шинах системных подстанций осуществляется связь отдельных районов энергосистем или различных энергосистем. Как правило, это подстанции с высшим напряжением 220-750 кВ. Потребительские подстанции предназначены для распределения электроэнергии между потребителями.
Схема подстанций тесно увязывается с назначением и способом присоединения подстанции к питающей сети и должна:
- обеспечить надёжность электроснабжения потребителей подстанции и перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном и послеаварийном режиме;
- учитывать перспективу развития;
- допускать возможность постепенного расширения РУ всех напряжений;
- учитывать требования противоаварийной автоматики;
- обеспечить возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений.
1 Выбор двух вариантов схем проектируемой подстанции Согласно заданию на дипломный проект для ПС-330/110/10 принимаем схему выдачи мощности (рисунок 1.1). Связь с энергосистемой мощностью 1800 МВ·А осуществляется по трём ЛЭП-330 кВ, а с АЭС-1500 МВт по четырём ЛЭП 110 кВ. Потребители получают электроэнергию по четырнадцати кабельным линиям от шин РУ-10 кВ.
Для связи РУ различных напряжений между собой для варианта I предусматриваем установку двух автотрансформаторов связи. Последовательно с обмоткой НН 10 кВ автотрансформаторов устанавливаем линейные регулировочные трансформаторы.
Для варианта II связь между распределительными устройствами напряжений 330 и 110 кВ устанавливаем 2 автотрансформатора связи, а для связи распределительных устройств РУ ВН 110 кВ и РУ НН 10 кВ с 2 трансформатора с расщеплённой обмоткой.
2 Выбор трансформаторов на проектируемой подстанции
На подстанции должно быть установлено не менее двух трансформаторов. В случае аварии на одном из трансформаторов второй должен обеспечить полной мощностью названных потребителей. При оценке мощности, которая будет приходиться в послеаварийном режиме на оставшийся в работе трансформатор (автотрансформатор), следует учитывать его перегрузочную способность, которая в послеаварийных режимах допускается до 140% на время максимума (не более 6 ч в сутки на протяжении не более 5 суток), т. е.:
I вариант
Определим нагрузку распределительных устройств РУ разных напряжений
где nлэп - количество отходящих ЛЭП; Рmax - мощность одной линии в режиме максимальных нагрузок, МВт; cos - коэффициент мощности; Kодн - коэффициент одновременности
Определим мощность АТ1 и АТ2:
Выбираем по [1] два автотрансформатора типа АТДЦТН -200000/330/110 мощностью 200 МВА
Данные автотрансформатора приведены в таблице 2.1.
Определим мощность линейных регуляторов ЛР1 и ЛР2
Выбираем по [1, табл. 3.10] трансформаторные агрегаты регулировочные ТДНЛ-40000/10. Данные трансформатора приведены в таблице 2.2.
Таблица 2.1 Номинальные параметры автотрансформатора
Тип
Цена, тыс.
у.е.Sном
МВּАUном, кВПотери, кВтUкз, %РххРкзВНСНННВ-СВ-НС-НВ-СВ-НС-НАТДЦТН- 200000/33026320033011510,515556030021010,53825
Таблица 2.2 Номинальные параметры линейного регулятора
ТипSном, МВּАUном, кВПотери, кВтIхх, %Цена, тыс.у.е.РххРкзТДНЛ-40000/10401117,57010,633,8
АТДЦТН-200000/330/110 - трехобмоточный трехфазный автотрансформатор с принудительной циркуляцией воздуха и масла, с устройством РПН, номинальная мощность 200000 кВ∙А.
ТДНЛ-40000/10 - трехфазный регулировочный трансформатор с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, с устройством РПН, номинальной мощностью 40000 кВ∙А.
II вариант
Производим выбор автотрансформаторов связи АТ1 и АТ2:
Выбираем два автотрансформатора типа АТДЦТН-200000/330/110, [1, табл. 3.8].
Производим выбор трансформаторов Т1 и Т2:
Выбираем два трансформатора типа ТРДН-40000/110 [1, табл. 3.8]. Номинальные параметры выбранных трансформаторов для варианта 2 заносим в таблицу 2.3.
Таблица 2.3 Номинальные параметры трансформаторов
Тип трансформатораНоминальное напряжение, кВПотери, кВтНапряжение короткого замыкания, %Ток холостого
хода, %ВНСНННХолостого ходаКороткого замыканияВН-СНВН-ННСН-ННВСВНСНАТДЦТН-200000/330/11033011510,515556030021010,538250,45ТРДНС-40000/110115-10,5-10,534170-10,5-0,55
АТДЦТН-200000/330/110 - трехобмоточный трехфазный автотрансформатор с принудительной циркуляцией воздуха и масла, с устройством РПН, номинальная мощность 200000 кВ∙А.
ТРДНС-40000/110 - трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низкого напряжения, с дутьем и естественной циркуляцией масла, номинальной мощностью 40000 кВ∙А.
3 Технико-экономическое сравнение вариантов схем
Варианты ПС-330/110/10 кВ будут отличаться:
-электрическими схемами РУ ВН 110 кВ, отличающиеся количеством присоединений.
-типом и мощностью используемого оборудования.
Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат.
Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат.
где К - капиталовложение на сооружение электроустановки; рн = 0,12 - нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений; И - годовые эксплуатационные расходы.
Капиталовложения при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяют по укрупнённым показателям стоимости элементов схемы. Для подсчета количества ячеек ОРУ составляем упрощенные принципиальные схемы для двух вариантов схем электростанций, которые приведены на рисунках 3.1 и 3.2. Расчёт капитальных затрат производим в таблице 3.1.
Годовые эксплуатационные расходы складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ.
где αа + αр - отчисления на амортизацию и обслуживание, % (для электрооборудования 220 кВ и выше αа + αр = 8,4%); ∆Wт - потери энергии в трансформаторах, кВтч; β - стоимость 1 кВт.ч потерянной энергии, β = 2,0 у.е./ кВт.ч.
Потери энергии в трёхобмоточных трансформаторах (автотрансформаторах): Таблица 3.1 Укрупнённые показатели стоимости элементов схем для двух вариантов ОборудованиеСтоимость, тыс. у. е..Вариант 1Вариант 2Количество единицОбщая стоимостьКоличество единицОбщая стоимостьТрансформаторыТДЛН-40000/1033,8267,6--ТРДН-40000/11088--2176Ячейки ОРУ и КРУОРУ 11032825610320КРУ 102,537.5615ИТОГО:263,5335
Потери энергии в трансформаторах связи и линейных регуляторах
где ∆Рхх, ∆Рк.з. - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;
Sном - номинальная мощность трансформатора, МВ.А;
Smax - максимальная нагрузка трансформатора, МВ.А;
Т - число часов работы трансформатора, Т = 8760 ч;
τ - продолжительность максимальных потерь, ч.
τв = (0,124 + Тмах10-4)28760 = (0,124 + 4875,710-4)28760=3262 ч.
τс = (0,124 + Тмах10-4)28760=(0,124 + 480010-4)28760 = 3195,8 ч.
τн = (0,124 + Тмах10-4)28760=(0,124 + 510010-4)28760 = 3521,1 ч.
Потери энергии в автотрансформаторах связи АТ1 и АТ2:
Коэффициент выгодности автотрансформаторов связи АТ1 и АТ2:
Определим потери электроэнергии в трансформаторах для 1 варианта:Определим максимальную мощность каждой обмотки АТ1 и АТ2:
Потери энергии в линейных регуляторах ЛР1 и ЛР2:
Суммарные потери энергии в трансформаторах:
Определение потерь энергии в трансформаторах варианта 2
Потери энергии в трансформаторах связи Т1 и Т2:
Потери энергии в трансформаторах связи АТ1 и АТ2: Суммарные потери энергии в трансформаторах:
Произведём расчёт технико-экономических показателей для I варианта.
Годовые эксплуатационные расходы:
Определим приведённые затраты для I варианта:
Произведём расчёт технико-экономических показателей для II варианта.
Годовые эксплуатационные расходы:
Определим приведённые затраты для II варианта:
Проведем сравнение двух вариантов схем:
Так как разница между двумя вариантами составляет более 17%, то принимаем для дальнейших расчетов 1 вариант.
4 Выбор и обоснование упрощенных схем распределительных устройств разных напряжений
1 вариант (рисунок 3.1). Считаем число присоединений:
330 кВ - n = 4 присоединений, 110 кВ - n = 6 присоединений, 10 кВ - n = 14 присоединений.
В ОРУ 330 кВ применяем схему трансформатор-шины с подключением линии через два выключателя на цепь. Эта схема экономична, позволяет производить опробование и ревизию любого выключателя без нарушения работы ее элементов. Схема обладает высокой надежностью. Также достоинством схемы является то, что разъединители используются только для проведения ремонтных работ. Количество операций с разъединителями в такой схеме невелико.
В ОРУ 110 кВ применяем схему с двумя рабочими и обходной системой шин. Как правило, обе системы шин находятся в работе. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин.
Недостатки:
- отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения;
- повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, т.е. приводит к отключению всех присоединений;
- большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;
- необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ. В РУ 10 кВ применяем одиночную секционированную систему шин. В данной схеме секционные выключатели разомкнуты в целях ограничения токов КЗ. Выключатели снабжаются устройствами автоматического включения резервного питания, замыкающие выключатель в случае отключения трансформатора, чтобы не нарушить электроснабжение. Она обладает следующими достоинствами: простота и дешевизна. Недостатки: - ремонт выключателя связан с отключением соответствующего присоединения, при профилактическом ремонте сборных шин и шинных разъединителей связан с отключением всего распределительного устройства, а повреждение в зоне сборных шин приводит к отключению данного РУ.
5 Выбор схемы собственных нужд (с.н.) и трансформаторов СН
Мощность потребителей с.н. невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.
На всех двухтрансформаторных подстанциях 35 - 750 кВ устанавливаются два трансформатора с.н. , мощность которых выбирается в соответствии с нагрузкой:
где Рсн - нагрузка с.н. подстанции, кВт; Рсн = 400 кВт;
cos (сн = 0,85; Кп = 1,4 - коэффициент допустимой аварийной перегрузки;
kc - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. В ориентировочных расчётах принимаем kc = 0,8.
Выбираем трансформатор ТСЗ-400/10. Параметры заносим в таблицу 5.1.
Таблица 5.1 Номинальные параметры ТСН
ТипSном,
кВ.АUном, кВ∆Рхх, Вт∆Ркз, ВтUк, %Iх,%ВНННТСЗ-400/10400100,4130054005,53
Для питания оперативных цепей подстанции применяем постоянный ток.
Схема собственных нужд приведена на рисунке 5.1.
Рисунок 5.1 Схема собственных нужд подстанции
6 Расчет токов короткого замыкания
6.1 Расчет тока КЗ в точке К1 (шины 330 кВ)
Принимаем Sб = 1000 МВА, Составим схему замещения для расчета токов короткого замыкания (рисунок 6.2) и определяем ее параметры.
Сопротивления
системы : блочного трансформатора
линий электропередачи:
автотрансформаторов АТ1 и АТ2:
т.к. линейных регуляторов
Путём последовательных преобразований упростим схему замещения (рисунок 6.2) до вида, приведенного на рисунке 6.3:
x_15=x_3/2+x_1=0,415/2+0,148=0,39;
x_16=x_5/2+x_2=0,525/2+0,353=0,39;
Расчет тока КЗ в точке К1 (шины 340 кВ)
Преобразуем схему до вида, приведенного на рисунке 6.4.
Рассчитываем результирующее сопротивление
Рассчитываем базисный ток:
Определяем начальное значение периодической составляющей тока в точке К1:
Ударный ток
iуК1 = Iп,0,К1kу,К1 =7,2·1,78 = 18,12 кА,
где kу = 1,78 - ударный коэффициент, определяем по [2, таблица 3.8];
Та = 0,04 с - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока, определяется по [2, таблица 3.8].
6.2 Расчет тока КЗ в точке К2 (шины 110 кВ)
Преобразуем схему до вида, приведенного на рисунке 6.5.
Рассчитываем результирующее сопротивление
Рассчитываем базисный ток:
Определяем начальное значение периодической составляющей тока в точке К2:
Ударный ток
iу,К2 = Iп,0,К2kу,К2 =9,5·1,608 = 21,6 кА,
где kу = 1,608, Та = 0,02 с.
Расчет токов короткого замыкания сведем в таблицу 6.1.
Таблица 6.1 Результаты расчетов токов короткого замыкания
Точка КЗIб, кАIп,0, кАiу, кАkуТа, сШины 330 кВ1,77,218,121,780,04Шины 110 кВ5,029,521,61,6080,02
7 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей
7.1 Выбор выключателей и разъединителей в РУ-330 кВ
Максимальный ток продолжительного режима:
По таблице 5.2 [2] выбираем элегазовый выключатель ВГУ-330Б-40/3150У1 и разъединитель РНДЗ-330-3200 по таблице 4.1 [1].
Проверяем выбранный выключатель по отключающей способности
Iп  Iотк.ном
Номинальный ток ветви к.з.
кА. =7,2 /6,96 = 1,03 >1 => по типовым кривым Iпк1=Iпо *0,98=7,2*0,98 =
=7,05кА < 40 кА
Расчетное время  = tс.в + tр.з = 0,025+0,01=0,035 с i а  i а.ном, где i а - апериодическая составляющая тока к.з.
кА
i а.ном - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе времени .
; по термической стойкости
; кА2  с
где 0,04=0,24 сек.
402∙2=3200кА2∙с
по динамической стойкости
40 кА
102 кА
Все расчетные и каталожные данные выбора сводим в таблицу 7.1.
Таблица 7.1 Расчетные и каталожные данные выключателя ВГУ-330Б-40/3150У1 и разъединителя РНДЗ-330-3200
Расчетные данныеКаталожные данныеВыключатель
ВГУ-330Б-40/3200Разъединитель
РНДЗ-330-3200Uуст=330 кВUном= 330 кВUном= 330 кВIмах = 490 АIном = 3150 АIном = 3200 АIп = 7,05 кАIотк.ном= 40 кА--------i а = 4,24 кАi а.ном = 14,1 кА--------Iпо = 7,2 кАIдин = 40 кА--------i у = 18,12 кАi дин= 102 кАi дин= 160 кА Вк= 12,44 кА2  сIт2  tт =4022=3200 кА2  сIт2  tт = 6322=7938 кА2  сВыбранные аппараты удовлетворяют условиям выбора.
7.2 Выбор выключателей и разъединителей в РУ - 110 кВ
Максимальный ток продолжительного режима:
= 525 А.
Iмах = 2  Iнорм = 2  525= 1050 А
Выбор выключателей производим:
1. По напряжению установки: Uуст = 110кВ  Uном 2. По длительному току: Iмах = 1050 А
По табл.5.2 [2] выбираем элегазовый выключатель ВГТ-110. Проверяем выбранный выключатель:
3. По отключающей способности
Iп  Iотк.ном
Номинальный ток ветви к.з.
кА.
=9,5/20,58=0,46 <1 => Iпк2=Iпо=9,5 кА < 40 кА
Расчетное время  = tс.в + tр.з = 0,025+0,01=0,035 с i а  i а.ном, где i а - апериодическая составляющая тока к.з.
кА
i а.ном - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе времени .
= 25,45 кА.
2,33 кА < 25,45 кА
4. На электродинамическую стойкость
Iпо  Iдин; i у  i дин;
9,5 кА < 40 кА; 21,6 кА < 102 кА
5. На термическую стойкость Вк  Iт2tт, где Вк - тепловой импульс тока к.з.
Вк = Iпо2(tотк + Та) = 9,5  (0,2 + 0,02) = 19,85 кА2с;
Iт2  tт = 402  3 = 4800 кА2с; 19,85 кА2с < 4800 кА2с
Аналогично производим выбор разъединителей в РУ-110кВ.
1. Uуст  Uном 110 кВ = 110 кВ
2.Iнорм  Iном;1050 А < 2000 А
Выбираем по таблице 4.1 [1] разъединитель РДЗ-110-2000
i у  i пр; 21,6 кА < 100 кА
Вк  Iт2tт ; 19,85 кА2с < 4023=4800 кА2с
Все расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 7.2
Таблица 7.2 Расчетные и каталожные данные выключателя
ВГТ-110 и разъединителя РДЗ-110-2000
Расчетные данныеКаталожные данныеВыключатель
ВГТ-110Разъединитель
РДЗ-110-2000Uуст=110 кВUном = 110 кВUном= 110 кВIнорм = 525 АIном = 2000 АIном= 2000 АIмах = 1050 АIном = 2000 А -------Iп = 9,5 кАIотк.ном = 40 кА -------i а =2,33 кАi а.ном = 22,16 кА -------Iпо =9,5 кА Iдин = 40 кА -------i у = 21,6 кАi дин = 102 кАi дин=80 кАВк =19,85 кА2  с Iт2  tт = 4800 кА2  с Iт2  tт = 2977 кА2  с
Выбранные аппараты удовлетворяют условиям выбора.
7.4 Выбор сборных шин и ошиновки в цепи АТ- шины 330 кВ
Максимальный ток продолжительного режима:
По таблице П.3.3 [1] выбираем сборные шины 3хАС -240 с сечением провода d=3х240мм2, диаметром провода d=21,62 мм, Iдоп=605х3=1815 А.
Iдоп =1815А> Imax=490А
Выбранный провод на термическое действие не проверяем так как шины выполнены голым проводом на открытом воздухе.
Проверку на схлестывание не проводим так как Iпо<20 кА
Проверка на корону:
Начальная критическая напряженность
кв/см
где m-коэффициент учитывающий шероховатость провода, принимаем напряженность вокруг провода 0,82.
где К- коэффициент учитывающий число проверок в фазе;
rэкв- эквивалентный радиус расщепленных проводов [1, Т4.6]
а- расстояние между проводами в фазе, а=40 см
Дср=1,26Д=1,26∙450=567 см 1,07∙23,5=25,1 кв/см < 0,9∙32=28,8 кв/см
Следовательно провод 3хАС240/32 проходит по условию короны.
7.5 Выбор ошиновки от сборных шин 330 кВ до автотрансформатора связи
Сечение выбираем по экономической прочности тока
Выбираем по таблице П.3.3 [1] провод 3хАС-240/32
где Iдоп =1815А> Imax=490А
Проверку на термическое действие не производим, так как шины выполнены голым проводом на открытом воздухе.
На корону ошиновку не проверяем так провод 3хАС-240/32 не коронирует.
7.6 Выбор сборных шин и токоведущих частей в цепи АТ - шины 110 кВ
Так как сборные шины по экономической плотности тока не проверяются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равный току наиболее мощного присоединения.
Iмах = 2  Iнорм = 1050 А.
Выбираем по таблице П.3.3 [1] провод 2хАС-240/32, q=21,62 мм, Iдоп =2х605=12100 А.
Проверка шин на схлестывание не производится, т.к. Iпо < 20 кА.
Проверка шин на термическое действие тока к.з. не производится, т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка по условиям коронирвания
где m=0,82 - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода
ro=1,08 см - радиус провода.
=1,108
см;
Напряжённость вокруг провода:
1,07 Е  0,9 Ео 12,9 кВ/см < 28,8 кВ/см
Токопровод автотрансформатор- шины 110 кВ, выполняем гибким проводом, сечение выбираем по экономической плотности тока комплектного токопровода.
jэ=1,1 А/мм2(табл.4.5[1]);qэ=Iнорм/jэ=525/1,1 = 477 мм2.
Выбираем провод 2хАС-240/32 (табл. П.3.3 [1]), q = 2х240 мм2=480 мм2, Iдоп=2∙605=1210А > Imax=1050 А.
9 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
Выбор трансформатора тока встроенного
в АТ со стороны 330 кВ
Трансформаторы тока встроенные в АТ1 и АТ2 со стороны 330 кВ выбираются:
1) По напряжению: Uуст  Uном; 330кВ = 330 кВ
2) По току: Iмах  Iном; 490 А < 1000 А
Выбираем трансформатор ТВТ330-1000/5 по табл.П4.5[1]
Z2ном = 1,2 Ом, I2ном = 5А, I1ном = 1000А
3) По динамической стойкости встроенные трансформаторы тока не проверяются. Проверяем:
по термической стойкости
Вк  (kтIн)2tт, где kт = 25 - кратность термической стойкости
Iн - номинальный первичный ток трансформатора, кА.
(kтIн)tт=(251)23=1875 кА2с
12,44 кА2с < 1875 кА2с Все расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.9
Рисунок 9.1 Схема установки измерительных трансформаторов
Таблица 7.9 Расчетные и каталожные данные трансформатора
тока ТВТ330-1000/5
Расчетные данныеКаталожные данныеUуст = 330 кВUном = 330 кВIмах = 490АI1ном = 1000Аiу =18,12 кАНе проверяетсяВк = 12,44 кА2сIт2  tт = 1875 кА2  сZ2ном = 1,12 ОмZ2ном = 1,2 Ом
Проверяем:
по вторичной нагрузке Z2  Z2ном
Вторичная нагрузка трансформатора тока Z2 = rприб + rпр + rк,
где rприб = Sприб/I22ном - сопротивление приборов;
rпр - сопротивление проводов;
rк - сопротивление контактов.
Вторичная нагрузка трансформатора тока приведена в таблице 7.10 Таблица 7.10 Вторичная нагрузка трансформатора тока ТВТ330-1000/5
Наименование прибораТипЗагрузка фаз,ВААВСАмперметрЭ-3350,50,50,5Итого:0,50,50,5
Из таблицы 7.10 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.
rприб = 0,5/52 = 0,02 Ом; rк = 0,05 Ом, т.к. подключается 1 прибор.
rпр = Z2ном - rприб - rк = 1,2 - 0,02 - 0,05 =1,13 Ом
Определяем сечение соединительных проводов
= 2,32 мм2
где =0,0175 - удельное сопротивление материала провода;
lрасч = 150 м - расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока.
Принимаем медные провода КВВГнг -2,5мм2.
7.8.6 Трансформаторы тока, устанавливаемые на линии 330 кВ
Выбор производим по те же условиям (см. выше). По таблице 4.5 [1]
выбираем трансформатор ТФУМ-330, I1ном = 1000 А, IT =63 кА, tT = 1,I2ном = 1 А.
Расчетные токи продолжительного режима:
490 A.
Все расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.11
Таблица 7.11 Расчетные и каталожные данные трансформатора
тока ТВТ330-1000/5
Расчетные данныеКаталожные данныеUуст = 330 кВUном = 330 кВIмах = 490АI1ном = 1000АВк =12,44 кА2сIт2  tт = 39,69 кА2  сI у=18,12 кАI дин=160 кАZ2ном =7,59 ОмZ2ном = S2ном/I22ном = 30 Ом Схема включения приборов и трансформаторов тока приведена на рисунке 7.3.
Рисунок 7.3 Схема включения контрольно-измерительных приборов во вторичную обмотку трансформатора тока
Вторичная нагрузка трансформатора тока приведена в таблице 7.12 :
Таблица 7.12 Вторичная нагрузка трансформатора тока ТВТ330-1000/5
Наименование прибораТипЗагрузка фаз,ВААВСАмперметрЭ-3350,50,50,5ВаттметрД-3350,5-----0,5ВарметрД-3350,5-----0,5Датчик акт. энергииЕ-8291-----1Датчик реакт. энергииЕ-8301-----1ФИПФИП3-----3Итого:6,5 0,56,5
Из таблицы 7.12 видно, что наиболее загружены трансформаторы фаз А и С.
rприб = 6,5/12 = 6,5 Ом; rк = 0,1 Ом, т.к. подключается 6 приборов.
rпр = Z2ном - rприб - rк = 30 - 6,5 - 0,1 =22,5 Ом
Определяем сечение соединенных проводов
= 0,11 мм2
Принимаем медные провода КВВГнг - 2,5 мм2.
7.8.7 Выбор трансформаторов напряжения на шинах 330 кВ
Трансформаторы напряжения выбираем:
1) по напряжению Uуст  Uном, 330 кВ= 330 кВ
выбираем трансформатор НКФ-330-73 по [1, таблица П 4.6], имеющий два магнитопровода и четыре ступени каскадной обмотки ВН.
2) по вторичной нагрузке S2  S2ном.
Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по таблице 4.6 [1]
Подсчет нагрузки сводим в таблицу 7.13
Таблица 7.13 Приборы в цепи трансформатора напряжения НКФ-330-73
ПриборТипSодной обм.
МВАЧисло
обм.cossinЧисло
приб.Общ.потр.
мощн.Р,ВтQ,ВарСборные шины 330кВВольтметрЭ-335211012----Регистр.вольт-метрН-39410110110----Линии 330 кВВаттметрД-3351,5210412----ВарметрД-3351,5210412----ФИП----3------------412----Датчик
акт.энергииЕ-82910110110Датчик
реакт.энергииЕ-83010110110ИТОГО:68
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
S2 = 68 ВА,
S2ном= 1800 ВА > S2 = 68 ВА,
Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель КВВГнг-2,5 с сечением жил 2,5 мм2 по условию механической прочности.
7.8.1 Выбор трансформаторов тока в цепи
автотрансформатор-шины 110 кВ
Выбор трансформаторов тока производим:
по напряжению: Uуст  Uном;
по току: Iмах  Iном; Выбираем трансформатор ТВТ-110-2000 по [2,таблица 5.11]:
Расчетные данныеКаталожные данныеUуст = 110 кВUном = 110 кВIмах = 1050АI1ном = 2000АВк =19,85 кА2сIт2  tт = 1875 кА2  сI у=21,6 кАI дин=212 кАZ2ном =0,72 ОмZ2ном = S2ном/I22ном = 1,2 Ом
Uуст= 110кВ = Uном =110 кВ; Iмах = 1050 < Iном =2000 А.
По динамической стойкости встроенные трансформаторы тока не проверяются.
По термической стойкости:
Вк  (kтIн)2tт, где kт = 25 - кратность термической стойкости
Iн - номинальный первичный ток трансформатора, кА.
(kтIн)tт=(251)23=1875 кА2с
19,85 кА2  с < 1875 кА2с . Вторичная нагрузка и приборы подключенные к трансформатору тока приведены в таблице 7.4 Схема включения приборов и трансформаторов тока приведена на рисунке 7.1.
Таблица 7.4 Приборы в цепи трансформатора тока ТВТ-110-2000
Наименование прибораТипЗагрузка фаз,ВААВСАмперметрЭ-3350,50,50,5ВаттметрД-3350,5-----0,5ВарметрД-3360,5-----0,5Сч. акт. И реакт. энергииСА3-И-6700,5-----0,5Итого:2 0,52
Рисунок 7.1 Схема включения контрольно-измерительных приборов во вторичную обмотку трансформатора тока
Наиболее загружены трансформаторы фаз А и С.
rприб = Sприб/I22 =2/52 = 0,08 Ом; rпр = Z2ном - rприб - r2 = 1,2 - 0,08 - 0,1 =1,02 Ом
Определяем сечение соединительных проводов
q == 1,28 мм2
где =0,0175 - удельное сопротивление материала провода
lрасч = 75 м - расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока.
Принимаем контрольный кабель КВВГнг - 2,5 мм2.
7.8.2 Выбор трансформаторов тока в ЛЭП 110 кВ
Выбор производим по те же условиям (см. выше).
Выбираем трансформатор тока ТФЗМ-110У1 по [2,таблица 5.9]:
Расчетные данныеКаталожные данныеUуст = 110 кВUном = 110 кВIмах = 1050АI1ном = 2000АВк =19,85 кА2сIт2  tт = 1875 кА2  сI у=21,6 кАI дин=212 кАZ2ном =0,72 ОмZ2ном = S2ном/I22ном = 1,2 Ом
Вторичная нагрузка и приборы подключенные к трансформатору тока приведены в таблице 7.5 Таблица 7.5 Приборы в цепи трансформатора
тока ТФЗМ-110У1
Наименование прибораТипЗагрузка фаз,ВААВСАмперметрЭ-3350,50,50,5ВаттметрД-3350,5-----0,5ВарметрД-3360,5-----0,5Сч. акт. И реакт. энергииСС-3010,5-----0,5Итого:2 0,52
Схема включения приборов и трансформаторов тока приведена на рисунке 7.2.
Рисунок 7.2 Схема включения контрольно-измерительных приборов во вторичную обмотку трансформатора тока
rприб = Sприб/I22 = 2/ 52 = 0,08 Ом; rк = 0,1 Ом, т.к. подключается 5 приборов.
rпр = Z2ном - rприб - rк = 1,2 - 0,08 - 0,1 =1,02 Ом
Определяем сечение соединительных проводов
= 1,28 мм2
Принимаем контрольный кабель КВВГнг - 2,5 мм2.
7.8.4 Выбор трансформаторов напряжения в РУ110 кВ Трансформаторы напряжения выбираем по номинальному напряжению и проверяем по вторичной нагрузке.
По таблице 5.13 [2] выбираем трансформатор напряжения НКФ-110-58
Вторичную нагрузку и приборы подключенные к трансформатор напряжения НКФ-110-58 заносим в таблицу 7.8. Таблица 7.8 Приборы в цепи трансформатора напряжения НКФ-110-58
ПриборТипS одной обм. МВАЧисло
обм.cossinЧисло
приб.Общ.потр.
мощн.Р,
ВтQ,
ВарЛЭП 110 кВ ВаттметрД 3651,521026----ВарметрД 3651,521026----ФИПФИП311026---- Сч.акт. и реакт.энергииСС-3011,511011,5Шины 110 кВВольтметрЭ 351511026----Вольтметр регистр.Н 39310110220----ОсцилографC9-1130----------1130----ФИПфип31------26----Цепь АТ ВаттметрД 3651,521026-- ВарметрД 3651,521026---- Сч.акт. и реакт.энергииСС-3011,511011,5ИТОГО:199
Sгр = =199 ВА Sгр  S2н 199 ВА < 1200 ВА
Как видно из таблицы выбранный трансформатор напряжения удовлетворяет условиям выбора.
10 Описание конструкции распределительного устройства
Для РУ 330 кВ принимаем открытое распределительное устройство.
Распределительное устройство, расположенное на открытом воздухе, называется открытым распределительным устройством. Открытые РУ должны обеспечить надёжность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.
Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ выбирается в соответствии с ПУЭ.
Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминевым проводом. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах. Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами - стандартные, железобетонные. Большое количество портальных конструкций вызывает необходимость производства работ на высоте, затрудняет и удорожает монтаж.
По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования.
Под силовыми трансформаторами предусматривается маслоприёмник, укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см, и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники. Кабели оперативных цепей, цепей управления и релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву.
Для схемы с двумя рабочими и одной обходной системами шин применяется типовая компоновка "ОРУ, разработанная институтом "Энергосетьпроект".
В принятой компоновке все выключатели размещаются в один ряд около второй секции шин, что облегчает их обслуживание.
Такие ОРУ называют однорядными в отличие от других компоновок, где выключатели линий расположены в одном ряду, а выключатели трансформаторов - в другом.
Каждый полюс шинных разъединителей второй секции шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение ( килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей ( развилку ) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель. Данные разъединители имеют полюсное управление.
Количество выключателей соответствует числу присоединений, а также шиносоединительный и обходной выключатели. ШСВ - для соединения между собой рабочих систем шин, ОВ - для замены вышедшего из строя выключателя присоединения.
Достоинство схемы: надёжность; выключатель любого присоединения можно заменить ОВ.
Недостатки: большое количество выключателей и разъединителей и операций производимых ими; повреждение ШСВ равносильно КЗ на обеих системах шин, так как приводит к отключению всех присоединений; увеличиваются затраты на сооружение РУ за счёт необходимости установки ОВ и ШСВ.
Гибкость схемы можно осуществить секционированием одной или обеих систем шин.
11 Релейная защита
Трансформаторы и автотрансформаторы конструктивно весьма надежны благодаря отсутствию у них движущихся или вращающихся частей. Несмотря на это, в процессе эксплуатации возможны и практически имеют место их повреждения и нарушения нормальных режимов работы. Поэтому трансформаторы и автотрансформаторы должны оснащаться соответствующей релейной защитой.
В обмотках трансформаторов и автотрансформаторов могут возникать короткие замыкания между фазами, одной или двух фаз на землю, между витками одной фазы и замыкания между обмотками разных напряжений. На вводах трансформаторов и автотрансформаторов, ошиновке и в кабелях также могут возникать короткие замыкания между фазами и на землю.
Кроме указанных повреждений, в условиях эксплуатации могут происходить нарушения нормальных режимов работы трансформаторов и автотрансформаторов, к которым относятся: прохождение через трансформатор или автотрансформатор сверхтоков при повреждении других связанных с ними элементов, перегрузка, выделение из масла горючих газов, понижение уровня масла, повышение его температуры.
Из изложенного следует, что защита трансформаторов и автотрансформаторов должна выполнять следующие функции:
а) отключать трансформатор (автотрансформатор) от всех источников питания при его повреждении;
б) отключать трансформатор (автотрансформатор) от поврежденной части установки при прохождении через него сверхтока в случаях повреждения шин или другого оборудования, связанного с трансформатором (автотрансформатором), а также при повреждениях смежного оборудования и отказах его защиты или выключателей;
в) подавать предупредительный сигнал дежурному персоналу подстанции (или электростанции) при перегрузке трансформатора (автотрансформатора), выделении газа ил масла, понижении уровня масла, повышении его температуры.
В соответствии с назначением для защиты трансформаторов (автотрансформаторов) при их повреждениях и сигнализации о нарушении нормальных режимов работы применяются следующие типы защит [Л. 5, 7, 41, 60, 76]:
многофазных замыканий в обмотках и на выводах;
однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;
витковых замыканий в обмотках;
токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;
токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;
понижения уровня масла;
частичного пробоя изоляции вводов 500 кВ;
однофазных замыканий на землю в сетях 3 - 10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо но требованиям безопасности
Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена:
для трансформаторов мощностью 6,3 МВА и более;
для шунтирующих реакторов напряжением 500 кВ;
для внутрицеховых понижающих трансформаторов мощностью 630 кВ А и более.
Газовую защиту можно устанавливать также на трансформаторах мощностью 1 - 4 МВ А
Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.
Защита от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена также с использованием реле давления.
Защита от понижения уровня масла может быт ь выполнена также в виде отдельного реле уровня в расширителе т рансформатора.
Для защиты контакторного устройства Р11Н с разрывом дуги в масле следует предусматривать отдельное газовое реле и реле давления.
Для защиты избирателей РПН, размещаемых в отдельном баке, следует предусматривать отдельное газовое реле.
Должна быть предусмотрена возможность перевода действия отключающего элемента газовой защиты на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающих элементов газового реле (различающейся характером сигнала).
Допускается выполнение газовой защиты с действием отключающего элемента только на сигнал:
на трансформаторах, которые установлены в районах, подверженных землетрясениям;
на внутрицеховых понижающих трансформаторах мощностью 2,5 МВ А и менее, не имеющих выключателей со стороны высшего напряжения.
Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должны быть предусмотрены:
Продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на трансформаторах мощностью 6,3 МВА и более, на шунтирующих реакторах 500 кВ, а также на трансформаторах мощностью 4 MB А при параллельной работе последних с целью селективного отключения поврежденного трансформатора.
Дифференциальная защита может быть предусмотрена на трансформаторах меньшей мощности, но не менее 1 МВ А, если:
токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, а максимальная токовая защита имеет выдержку времени более 0,5 с;
трансформатор установлен в районе, подверженном землетрясениям.
Токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита.
Указанные защиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора.
Продольная дифференциальная токовая защита должна осуществляться с применением специальных реле тока, отстроенных от бросков тока намагничивания, переходных и установившихся токов небаланса (например, насыщающиеся трансформаторы тока, тормозные обмотки).
На трансформаторах мощностью до 25 MB А допускается выполнение защиты с реле тока, отстроенными но току срабатывания от бросков тока намагничивания и переходных значений токов небаланса (дифференциальная отсечка), если при этом обеспечивается требуемая чувствительность.
Продольная дифференциальная защита должна быть выполнена так, чтобы в зону се действия входили соединения трансформатора со сборными шинами.
Допускается использование для дифференциальной защиты трансформаторов тока, встроенных в трансформатор, при наличии защиты, обеспечивающей отключение (с требуемым быстродействием) КЗ в соединениях трансформатора со сборными шинами.
Если в цепи низшего напряжения трансформатора установлен реактор и защита трансформатора не обеспечивает требования чувствительности при КЗ за реактором, допускается установка трансформаторов тока со стороны выводов низшего напряжения трансформатора для осуществления защиты реактора.
Повреждения на выводах высшего напряжения трансформаторов допускается ликвидировать защитой линии.
В отдельных случаях при отсутствии встроенных трансформаторов тока допускается применение выносных трансформаторов тока, если при использовании накладных или магнитных трансформаторов тока не обеспечиваются требуемые характеристики защиты.
На трансформаторах мощностью 1 MB А и более в качестве защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными КЗ, должны быть предусмотрены следующие защиты с дейст вием на отключение:
На повышающих трансформаторах с двусторонним питанием - токовая защита обратной последовательности от несимметричных КЗ и максимальная токовая защита с минимальным пуском напряжения от симметричных КЗ или максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения .
На понижающих трансформаторах - максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него; на мощных понижающих трансформаторах при наличии двустороннего питания можно применять токовую защиту обратной последовательности от несимметричных КЗ и максимальную токовую защиту с минимальным пуском напряжения от симметричных КЗ.
При выборе тока срабатывания максимальной токовой защиты необходимо учитывать возможные токи перегрузки при отключении параллельно работающих трансформаторов и ток самозапуска электродвигателей, питающихся от трансформаторов.
На понижающих автотрансформаторах 330 кВ и выше следует предусматривать дистанционную защиту для действия при внешних многофазных КЗ в случаях, когда это требуется для обеспечения дальнего резервирования или согласования защит смежных напряжений; в этих же случаях указанную защиту допускается устанавливать на автотрансформаторах 220 кВ.
Защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, следует устанавливать:
на двухобмоточных трансформаторах - со стороны основного питания;
на многообмоточных трансформаторах, присоединенных тремя и более выключателями, - со всех сторон трансформатора; допускается не устанавливать защиту на одной из сторон трансформатора, а выполнять се со стороны основного питания, так чтобы она с меньшей выдержкой времени отключала выключатели с той стороны, на которой за щ и та от с утст вует;
на понижающем двухобмоточном трансформаторе, питающем раздельно работающие секции, - со стороны питания и со стороны каждой секции;
при применении накладных трансформаторов тока на стороне высшего напряжения - со стороны низшего напряжения на двухобмоточном трансформаторе и со стороны низшего и среднего напряжений на трехобмоточном трансформаторе.
На повышающих трансформаторах мощностью 1 MB А и более, на трансформаторах с двух- и трехсторонним питанием и на автотрансформаторах по условию необходимости резервирования отключения замыканий на землю на смежных элементах, а на автотрансформаторах, кроме того, и по условию обеспечения селективности защит от замыканий на землю сетей разных напряжений должна быть предусмотрена токовая защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю, устанавливаемая со стороны обмотки, присоединенной к сети с большими токами замыкания на землю.
На автотрансформаторах (многообмоточных трансформаторах) с питанием с нескольких сторон защиту от токов, вызванных внешними КЗ, необходимо выполнять направленной, если это требуется по условиям селективности.
На автотрансформаторах 220 - 500 кВ подстанций, блоках генератор - трансформатор 330 - 500 кВ и автотрансформаторах связи 220 - 500 кВ электростанций должна быть предусмотрена возможность оперативного ускорения защит от токов, обусловленных внешними КЗ, при выводе из действия дифференциальных защит шин или ошиновки, обеспечивающего отключение повреждений на элементах, оставшихся без быстродействующей защиты с выдержкой времени около 0,5 с.
Если предохранители на присоединениях низшего напряжения и предохранители (или релейная защита) на стороне высшего напряжения обслуживаются и находятся в ведении одного и того же персонала (например, только персонала энергосистемы или только персонала потребителя), то главный предохранитель или автоматический выключатель на стороне низшего напряжения трансформатора может не устанавливаться.
На трансформаторах мощностью 0,4 МВ А и более в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки следует предусматривать максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.
Для подстанций без постоянного дежурства персонала допускается предусматривать действие этой защиты на автоматическую разгрузку или отключение (при невозможности ликвидации перегрузки другими средствами).
Защиту линейного добавочного трансформатора, установленного со стороны низшего напряжения автотрансформатора, следует осуществлять:
газовой защитой собственно добавочною трансформатора и защитой контакторного устройства РПН, которая может быть выполнена с применением реле давления или отдельного газового реле;
дифференциальной токовой защитой цепей стороны низшего напряжения автотрансформатора.
Специальное задание
Оперативные переключения в электроустановках;
Одной из наиболее сложных и ответственных задач, требующей досконального знания схемы электроснабжения электроустановки, является производство оперативных переключений. Переключения производятся в связи с подготовкой рабочих мест для выполнения разного рода работ в электроустановке (монтажных, наладочных, ремонтных и др.), для обеспечения надежного, экономичного и безопасного электроснабжения производства и по ряду других причин, связанных с оперативно-диспетчерским управлением в энергосистеме.
При производстве оперативных переключений должно иметься четкое разграничение обязанностей всех звеньев оперативно-диспетчерского персонала. Переключения проводятся по распоряжению или с ведома вышестоящего оперативного персонала, в оперативном управлении или ведении которого находится данное электрооборудование. В соответствии с установленным у потребителя электрической энергии порядком это может быть устное или телефонное распоряжение с записью в оперативном журнале.
Приказом от 30.06.2003 г. № 266 Минэнерго Белоруси утверждена Инструкция по переключениям в электроустановках, которая определяет порядок и последовательность выполнения переключений в электроустановках напряжением до и выше 1000 В.
Инструкция составлена в соответствии с федеральным законодательством, ПТЭ электрических станций и сетей, правилами по охране труда.
На основании указанной инструкции на электростанциях, в электрических сетях и на других объектах должны быть разработаны местные инструкции по производству переключений, учитывающие особенности нормальных и ремонтных схем электрических соединений электроустановок, конструкцию и состав оборудования РУ, особенности устройства РЗА, порядок оперативного обслуживания этих объектов. В инструкциях должны быть отражены особенности и порядок переключений при оперативном обслуживании электрооборудования.
Содержание распоряжения о переключении и порядок его выполнения определяются отдающим его вышестоящим оперативным персоналом с учетом сложности задания, необходимой координации действий оперативного персонала и согласованности изменений в схемах электроустановок. В распоряжении указываются цель переключений и последовательность выполнения операций в схеме электроустановки и цепях РЗА с необходимой степенью детализации, определяемой вышестоящим оперативно-диспетчерским персоналом.
На электростанциях и подстанциях с постоянным дежурством оперативного персонала исполнителю переключений одновременно выдается не более одного задания на проведение оперативных переключений, содержащего операции одного целевого назначения.
При устранении повреждений в электросетях напряжением 10 кВ и ниже допускается выполнение очередных заданий без предварительного сообщения диспетчеру о выполнении предыдущих заданий.
Распоряжение диспетчера о переключении считается выполненным, если получивший распоряжение сообщил диспетчеру о его выполнении.
Оперативные переключения должен выполнять работник из числа оперативного персонала, непосредственно обслуживающий электроустановки. Сложные переключения, а также все переключения (кроме одиночных) на электроустановках, не оборудованных блокировочными устройствами или имеющих неисправные блокировочные устройства, должны выполняться по программам или бланкам переключений.
К сложным переключениям относятся переключения, требующие строгой последовательности операций с коммутационными аппаратами, заземляющими разъединителями и устройствами РЗА. Перечни сложных переключений, утверждаемые техническим руководителем предприятия (организации), техническими руководителями соответствующих АО-энерго и энергообъектов, должны храниться на диспетчерских пунктах, центральных (главных) щитах управления электрических станций и подстанций.
Бланк переключений (обычный) представляет собой оперативный документ, в котором приводится строгая последовательность операций с коммутационными аппаратами, заземляющими разъединителями (ножами), цепями оперативного тока, устройствами РЗА, операций по проверке отсутствия напряжения, наложению и снятию переносных заземлений, вывешиванию и снятию плакатов, а также необходимых (по условиям безопасности персонала и сохранности оборудования) проверочных операций.
Типовой бланк переключений представляет собой оперативный документ, в котором указывается строгая последовательность операций при выполнении повторяющихся сложных переключений в электроустановках для конкретных схем электрических соединений и состояний устройств РЗА.
При производстве сложных переключений не допускается замена бланков или программ переключений какими-либо другими документами.
В бланках переключений указываются наиболее важные проверочные действия персонала:
-проверка отсутствия напряжения перед наложением заземлений (включением заземляющих ножей) на токоведущие части;
-проверка на месте включенного положения шиносоединительного выключателя до начала выполнения операций по переводу присоединений с одной системы шин на другую;
-проверка на месте отключенного положения выключателя, если следующей является операция с разъединителями;
-проверка на месте или по устройствам сигнализации положения каждого коммутационного аппарата первичной цепи после выполнения операции этим аппаратом;
-проверка по окончании переключений соответствия переключающих устройств в цепях РЗА режимным картам.
Инструкция строго регламентирует правила и порядок применения, оформления, хранения и отчетности при пользовании бланками переключений. Каждая операция или действие в бланке переключений записывается под порядковым номером (Приложение 5). Сами бланки переключений должны быть пронумерованы. Использованные бланки переключений хранятся в установленном порядке не менее 10 дней.
Наряду с общими положениями о переключениях в инструкции приведены требования и порядок производства оперативных переключений в схемах РЗА, при ликвидации технологических нарушений, при вводе в работу нового оборудования и проведении испытаний. Приведена последовательность операций с выключателями, разъединителями, отделителями и выключателями нагрузки, а также с коммутационными аппаратами присоединений линий, трансформаторов, синхронных компенсаторов и генераторов. Рассмотрен порядок переключений при переводе присоединений с одной системы шин на другую, при выводе оборудования в ремонт и при вводе его в работу после ремонта и др.
При описании переключений в распределительных электросетях помимо особенностей выполнения переключений и общих указаний по их выполнению приведена последовательность операций при выполнении отдельных конкретных видов переключений. Необходимо знать и строго соблюдать последовательность выполнения указанных операций.
В Приложении 6 в качестве примера приведена последовательность основных операций при выводе в ремонт питающей КЛ, а в приложении 7 - последовательность основных операций при ее вводе в работу после ремонта.
У потребителей электроэнергии должны иметься перечни сложных переключений, утверждаемые техническим руководителем организации, которые должны храниться на диспетчерских пунктах, центральных (главных) щитах управления электрических станций и подстанций.
Сложные переключения должны выполнять, как правило, два работника, из которых один является контролирующим.
Переключения в электроустановках разных уровней управления и разных объектов выполняются по программам переключений (типовым программам).
Программа переключений (типовая программа) представляет собой оперативный документ, в котором указывается строгая последовательность операций при переключениях в электроустановках разных уровней управления или разных энергообъектов.
Программа переключений утверждается руководителем диспетчерского управления, в оперативном подчинении которого находится все переключаемое оборудование.
Если в смене находится только один работник из числа оперативного персонала, контролирующим может быть работник из административно-технического персонала, знающий схему данной электроустановки, правила производства переключений и допущенный к их выполнению.
В экстренных случаях (несчастный случай, стихийное бедствие), а также при ликвидации аварий допускается в соответствии с местными инструкциями выполнение переключений без распоряжения или без ведома вышестоящего оперативного персонала с последующим его уведомлением и записью в оперативном журнале.
Переключения в электроустановке разрешается выполнять оперативному персоналу, знающему ее схему, расположение оборудования и устройств РЗА, обученному правилам выполнения операций с коммутационными аппаратами и ясно представляющему последовательность переключений, прошедшему проверку знаний ПТЭ, правил безопасности и инструкций. Допуск к оперативной работе разрешается после дублирования на рабочем месте.
Список работников, допущенных к проведению переключений (с указанием, на каких электроустановках), а также список лиц административно-технического персонала, контролирующих выполнение переключений, утверждается руководителем предприятия (организации).
Список работников, имеющих право ведения оперативных переговоров, утверждается ответственным за электрохозяйство и передается энергоснабжающей организации и субабонентам.
В соответствии с ПТЭЭП в программах и бланках переключений, которые являются оперативными документами, должны быть установлены порядок и последовательность операций при проведении переключений в схемах электрических соединений электроустановок и цепях РЗА.
Программы переключений (типовые программы) должны применять руководители оперативного персонала при производстве переключений в электроустановках разных уровней управления и разных энергообъектов. Работникам, непосредственно выполняющим переключения, разрешается применять программы переключений соответствующего диспетчера, дополненные бланками переключений.
В электроустановках напряжением выше 1000 В переключения проводятся:
-без бланков переключений - при простых переключениях и при наличии действующих блокировочных устройств, исключающих неправильные операции с разъединителями и заземляющими ножами в процессе всех переключений;
-по бланку переключений - при отсутствии блокировочных устройств или их неисправности, а также при сложных переключениях.
Без бланков, но с последующей записью в оперативном журнале, проводятся переключения при ликвидации аварий.
В электроустановках напряжением до 1000 В переключения проводятся без составления бланков, но с записью в оперативном журнале.
При переключениях в электроустановках ПТЭЭП требуют соблюдать следующий порядок:
-работник, получивший задание на переключения, обязан повторить его, записать в оперативный журнал и установить по оперативной схеме или схеме-макету порядок предстоящих операций, составить, если требуется, бланк переключений. Переговоры оперативного персонала должны быть предельно краткими и ясными;
-если переключения выполняют два работника, то тот, кто получил распоряжение, обязан разъяснить по оперативной схеме соединений второму работнику, участвующему в переключениях, порядок и последовательность предстоящих операций;
-при возникновении сомнений в правильности выполнения переключений их следует прекратить и проверить требуемую последовательность по оперативной схеме соединений;
-после выполнения задания на переключения следует сделать запись об этом в оперативном журнале.
Оперативному персоналу, непосредственно выполняющему переключения, запрещается самовольно выводить из работы блокировки.
В соответствии с требованиями ПУЭ все РУ должны быть оборудованы оперативной блокировкой неправильных действий при переключениях в электроустановках, предназначенной для предотвращения неправильных действий с разъединителями, заземляющими ножами, отделителями и короткозамыкателями.
Оперативная блокировка должна исключать:
-подачу напряжения разъединителем на участок электрической схемы, заземленной включенным заземлителем (заземляющим ножом), а также на участок электрической схемы, отделенной от включенных заземлителей только выключателем;
-включение заземлителя на участке схемы, не отделенном разъединителем от других участков, которые могут быть как под напряжением, так и без напряжения;
-отключение и включение разъединителем токов нагрузки.
-Оперативная блокировка должна обеспечивать в схеме с последовательным соединением разъединителя с отделителем включение ненагруженного трансформатора разъединителем, а отключение - отделителем.
Деблокирование разрешается только после проверки на месте отключенного положения выключателя и выяснения причины отказа блокировки по разрешению и под руководством работников, уполномоченных на это письменным распоряжением ответственного за электрохозяйство потребителя.
При переключениях в электроустановках практически всегда имеют место операции по наложению и снятию переносных заземлений. Оперативный персонал, производящий операции с переносными заземлениями, должен выполнять следующие положения инструкции.
Переносные заземления должны нумероваться сквозной для всей электроустановки нумерацией и храниться в определенных, отведенных для этой цели местах, нумерация которых должна соответствовать номеру, имеющемуся на переносном заземлении.
Для экономии времени на записи при сдаче дежурства рекомендуется пользоваться специальным штампом учета переносных заземлений, проставляемым в оперативным журнале, например, как показано в табл. 6.2.
Таблица 6.2
Штамп учета переносных заземлений и запись о местах их нахождения Заземления №№ 1, 2 - в ремонте.
Заземление № 40 установлено в ячейке 15 на КЛ5.
При выводе оборудования в ремонт и его заземлении первыми включаются стационарные заземляющие ножи, а затем (при необходимости) накладываются переносные заземления. При вводе оборудования в работу после ремонта сначала снимаются и размещаются в местах хранения все переносные заземления, а потом уже отключаются стационарные заземляющие ножи.
Бланк переключений заполняет дежурный, получивший распоряжение на их проведение. Бланк подписывают оба работника, проводивших переключения. Контролирующим при выполнении переключений является старший по должности. Ответственность за правильность переключений во всех случаях возлагается на обоих работников, выполнявших операции.
Отключение и включение под напряжение и в работу присоединения, имеющего в своей цепи выключатель, должны выполняться с помощью выключателя.
Разрешается отключение и включение отделителями, разъединителями, разъемными контактами соединений КРУ (КРУН):
-нейтралей силовых трансформаторов напряжением 110-220 кВ;
-заземляющих дугогасящих реакторов напряжением 6-35 кВ при отсутствии в сети замыкания на землю;
-намагничивающего тока силовых трансформаторов напряжением 6-220 кВ;
-зарядного тока и тока замыкания на землю воздушных и кабельных линий электропередачи;
-зарядного тока систем шин, а также зарядного тока присоединений с соблюдением требований нормативно-технических документов энергоснабжающей организации.
В кольцевых сетях напряжением 6-10 кВ разрешается отключение разъединителями уравнительных токов до 70 А и замыкание сети в кольцо при разности напряжений на разомкнутых контактах разъединителей не более 5 % от номинального напряжения.
Допускается отключение и включение нагрузочного тока до 15 А трехполюсными разъединителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже.
Допускается дистанционное отключение разъединителями неисправного выключателя 220 кВ, зашунтированного одним выключателем или цепочкой из нескольких выключателей других присоединений системы шин, если отключение выключателя может привести к его разрушению и обесточиванию подстанции.
Допустимые значения отключаемых и включаемых разъединителями токов должны быть определены нормативно-техническими документами энергоснабжающей организации.
Порядок и условия выполнения операций для различных электроустановок должны быть регламентированы местными инструкциями.
В качестве коммутационных аппаратов для производства оперативных переключений (ручного или автоматического включения и отключения) используются в основном выключатели. Выключатели, имеющие дугогасящие устройства, предназначены для включения или отключения участков в цепи, по которым проходит ток нагрузки, ток холостого хода или ток короткого замыкания (КЗ).
Разъединители также предназначены для ручного или автоматического включения или отключения, но обесточенных участков цепи; ими разрешается выполнять следующие операции:
-включение и отключение зарядного тока (переходный и переменный установившийся ток через емкости всех видов) ошиновки и оборудования всех классов напряжения (кроме тока батарей силовых конденсаторов);
-включение и отключение трансформаторов напряжения, нейтралей силовых трансформаторов и дугогасящих реакторов с номинальным напряжением до 35 кВ включительно при отсутствии в сети замыкания фазы на землю или резонанса;
-включение и отключение трансформаторов напряжения электромагнитного типа с номинальным напряжением 110 кВ и выше;
-шунтирование и расшунтирование включенных выключателей (с приводов которых снят оперативный ток) вместе с прилегающей к ним ошиновкой.
При переключениях в электроустановках необходимо соблюдать определенную последовательность, избегая малейших ошибок, способных привести к аварийным ситуациям в электроустановке и электротравматизму.
Такое может случиться, например, при оперативных переключениях в сетях напряжением 6-10 кВ из-за несоблюдения определенной последовательности операций с разъединителями и выключателями. Последствия ошибочного включения или отключения тока разъединителями зависят от того, какими разъединителями (шинными или линейными) производятся операции. Первыми должны включаться, а последними отключаться те разъединители, неправильное управление которыми может привести к более тяжелым последствиям.
Например, последовательность типовых операций с коммутационными аппаратами при включении и отключении присоединений ВЛ и КЛ должна быть следующей.
Включение:
-проверяется отключенное положение выключателя; включается шинный разъединитель;
-включается линейный разъединитель;
-включается выключатель.
Отключение:
-отключается выключатель;
-отключается линейный разъединитель; отключается шинный разъединитель.
Последовательность операций в КРУ с выкатными элементами при включении присоединений ВЛ и КЛ должна быть следующей.
Включение:
-проверяется, отключен ли выключатель;
-тележка выключателя перемещается из контрольного в рабочее положение;
-включается выключатель. Отключение:
-отключается выключатель; проверяется, отключен ли выключатель;
-тележка с выключателем перемещается в контрольное или ремонтное положение.
Отключение секционных разъединителей, не сблокированных с секционными выключателями (или при отсутствии последних), производится после снятия нагрузки с отключенной системы шин и обеспечения разъединителями видимого разрыва не только со стороны питающих присоединений, но и со стороны отходящих фидеров.
Несмотря на то, что процедура выполнения оперативных переключений в электроустановках остается неизменной уже долгие годы и отработана в деталях, готовность и безопасность ее выполнения во многом определяется уровнем организации таких работ, полнотой и качеством перечисленной выше нормативной оперативно-диспетчерской документации, степенью ответственности и профессионализма оперативного персонала электроустановок потребителей и энергоснабжающих организаций.
14 Расчет технико-экономических показателей ПС-330/110/35/10
Технико-экономические показатели ПС определяют на основе данных задания на дипломное проектирование.
14.1 Энергетические показатели ПС
14.1.1 Суммарный максимум активной нагрузки потребителей
где:
14.1.2 Годовой полезный отпуск электроэнергии
где: - годовое число часов используемого максимума активной нагрузки i-го потребителя 14.1.3 Годовые потери электрической энергии для однотипных параллельно включенных трансформаторов и автотрансформаторов:
Потери отдельных обмоток:
Определим потери энергии в АТ.
Определим максимальную мощность каждой обмотки автотрансформаторов АТ
τв = (0,124 + Тмах10-4)28760 = (0,124 + 4875,710-4)28760=3262 ч.
τс = (0,124 + Тмах10-4)28760=(0,124 + 480010-4)28760 = 3195,8 ч.
τн = (0,124 + Тмах10-4)28760=(0,124 + 510010-4)28760 = 3521,1 ч.
Определим потери энергии в ЛР: Определим суммарные потери энергии в трансформаторах:
14.1.4 Среднегодовое потребление электрической энергии: МВт ч
14.1.5 Среднее значение коэффициента мощности ПС:
14.1.6 КПД средневзвешенный:
14.2 Определение капитальных вложений в строительство ПС
Наименование и тип элементов ПСЕдиницы измерения
КоличествоСтоимость, тыс. руб.единицывсегоАТДЦТН-200000/330/110шт.2320640ЛТДН-40000/10шт.233,867,2РУ-330яч.61701020РУ-110яч.832256РУ-10яч.32,57,5Постоянная часть затрат1750Итого3740,7
Таблица 14.1 - Капитальные вложения в строительство ПС
Коэффициент удорожания оборудования составляет 25∙103 руб.
14.2.1 Капиталовложения по ПС составляет:
руб
14.2.2 Удельные капиталовложения в ПС:
руб/МВ.А
14.3 Выбор формы обслуживания ПС-330/110/35/10 и определение численности обслуживающего персонала
Оперативное обслуживание ПС осуществляется двумя электромонтерами в смену.
Расчет нормативной численности рабочих по оперативному и техническому обслуживанию ПС.
Напряжение на ВН, кВКоличество присоединений с выключателями 6кВ и выше, штНормативная численность рабочих на одной ПС, челНормативная численность рабочих, чел330414,334,33
Таблица 14.2 - Нормативная численность рабочих чел ([5] стр. 89, приложение 33)
14.3.1 Расчет нормативной численности рабочих по ремонту ПС.
Наименование устройства
Напряжение, кВНормативная численность рабочих на 100 устройств, чел/кВКоличество устройств, штНормативная численность рабочих, челАТ33017,3720,348ЛР101,8620,037Присоединение с элегазовым выкл33015,4881,238Присоединение с элегазовым выкл.1107,77100,777Присоединение с вакуумным выкл104,33160,692Итого:3,09
Таблица 14.3 - Нормативная численность рабочих по ремонту ПС
чел
чел
14.3.2 Численность административно-управленческого персонала:
чел
14.3.3 Суммарная численность рабочих по ПС:
чел
14.4 Себестоимость передачи и распределения электрической энергии
14.4.1 Основная заработная плата производственных рабочих:
руб/год
где: - районный коэффициент по оплате труда (для РБ = 1)
- средняя заработная плата одного рабочего за год
14.4.2 Дополнительная заработная плата производственных рабочих:
руб/год
14.4.3 Отчисления на социальное страхование с ЗП производственных рабочих:
руб/год
14.4.4 Амортизационные отчисления
- амортизационные отчисления по производственному оборудованию,
=руб/год, где Н= 6,4% - норма амортизационных отчислений по производственному оборудованию;
14.4.5 Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования: руб/год
где: - коэффициент, учитывающий затраты на текущий ремонт и обслуживание сети ([5] стр.42)
14.4.6 Цеховые расходы:
руб/год
где: - коэффициент, зависящий от уровня напряжения, принимается 0,05-2 ([5] табл.1.10)
14.4.7 Общестанционные расходы
= руб/год
где: - численность административно-управленческого персонала
- среднегодовая заработная плата административно управленческого персонала
- районный коэффициент по оплате труда (для РБ = 1)
- коэффициент, зависящий от уровня напряжения ([5] табл.1.11).
14.4.8 Общие издержки по передаче и распределению электрической энергии:
руб/год
14.5 Калькуляция себестоимости
руб/кВт ч
руб/кВт ч
руб/кВт ч
руб/кВт ч
руб/кВт ч
руб/кВт ч
руб/кВт ч
=
руб/кВт ч
14.6 Структура себестоимости
=
№Наименование статей калькуляцииЗатраты, 106 руб/годСтруктура себестоимости
Калькуляция себестоимости
1Основная заработная плата производственных рабочих4235,10,3932Дополнительная заработная плата производственных рабочих59,220,750,0553Отчисление на социальное страхование с заработной платы168,782,050,1574Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования6763,181,96,2915Цеховые расходы5416,550,5036Общестанционные расходы3023,650,281Итого8257,11007,68 Таблица 14.4 - Структура себестоимости Сводная таблица ТЭП ПС 330/110/10
№Наименование показателейУсловные обозначенияЕдиницы измеренияВеличины1Суммарная максимальная активная нагрузка потребителейPmax.псМВт2212Годовой полезный отпуск электроэнергииWотп.псМВт ч10749003Среднегодовые потери электроэнергии∆WпскВт ч5,68.1064Среднегодовое потребление электроэнергии∆Wпотр,псМВт ч10805805КПД средневзвешенный за годηср.взв%99,476Капитальные затраты на строительство ПСКпсРуб93517,5∙1067Удельные капитальные затраты по ПСКудруб/МВА194,8∙1068Себестоимость передачи и распределения электроэнергииSперруб/кВт ч7,689Численность персонала по оперативному обслуживанию ПСЧпсопчел510Численность рабочего персонала по ремонту ПСЧпсремчел411Численность административно-управленческого персоналаЧпсаупчел3
Таблица 11.5 - Сводная таблица ТЭП
Список литературы
1. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. пособие для вузов. 4-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989.
2. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. 3-е изд. перераб. и доп. - М., Энергоатомиздат, 1987.
3. Цирель Я.А., Поляков В.С. Эксплуатация силовых трансформаторов на электростанциях и в электросетях. - Л., Энергоатомиздат. Ленингр. отделение, 1985.
4. Правила устройства электроустановок. - М.: Энергоатомиздат, 1986.
5. Нормы технологического проектирования подстанций с высшим напряжением 35-750 кВ. - 3-е изд., перераб. и доп. - М., 1979.
6. Мандрыкин С. А., Филатов А. А. Эксплуатация и ремонт электрооборудования станций и сетей: Учебник для техникумов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1983.
7. Охрана труда: Учебник для студентов вузов/ Князевский Б.А., Долин П.А., Марусова Т.П. и др., Под ред. Б.А.Князевского. - М., Высшая школа, 1982.
8. Воронина А.А., Шибенко Н.Ф. Техника безопасности при работе в электроустановках: Учеб. пособие для средн. проф.-техн. уч-щ. - М., Высшая школа, 1979.
Документ
Категория
Рефераты
Просмотров
452
Размер файла
411 Кб
Теги
diplomchik, диплом, moy
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа