91

СОДЕРЖАНИЕ

3 ВЫБОР МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ 18

3.2 Технико–экономический расчёт выбора трансформаторов 19

4 РАЗРАБОТКА СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ПОДСТАНЦИИ 22

6 Расчёт токов короткого замыкания 25

6.1 Составление расчётной схемы замещения 25

6.1.1 Выбор базисных величин 26

6.1.2 Расчёт параметров схемы замещения 28

6.2 Расчёт токов в точках короткого замыкания 31

7 ВЫБОР И РАСЧЕТ КОММУТАЦИОННО-ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ 38

7.1 Выбор выключателей и разъединителей 38

7.1.1 Выбор выключателей и разъединителей на стороне ВН (110 кВ) 40

7.1.2 Выбор выключателей на стороне НН (10 кВ) 41

7.2 Выбор трансформаторов тока 41

7.2.1 Выбор трансформаторов тока на стороне ВН (110 кВ) 42

7.2.2 Выбор трансформаторов тока на стороне НН (10 кВ) 43

7.3 Выбор трансформаторов напряжения 43

7.4 Выбор ограничителей перенапряжения 43

7.5 Выбор гибких шин и токопроводов 44

7.5.1 Выбор гибких шин на стороне ВН (110 кВ) 46

7.5.2 Выбор шин на стороне НН (10 кВ) 47

8.1 Расчет релейной защиты отходящих линий 49

8.2 Расчет защиты силовых трансформаторов 55

8.2.1 Дифференциальная токовая защита трансформаторов 55

8.2.2 Дифференциальная защита (ДЗТ-1) 57

8.2.3 Дифференциальная защита с торможением (ДЗТ-2) 58

8.2.4 Защита от перегрузок 61

8.2.5 Газовая защита трансформаторов 62

8.3 Расчет защиты вводных и секционных выключателей 62

8.4 Расчет устройства автоматического включения резерва 63

8.5 Построение карты селективности. 64

9 Организационно-экономическая часть проекта 66

9.1 Технико-экономическое обоснование выбора схемы электроснабжения проектируемого объекта 66

9.2 Сметно-финансовый расчет схемы электроснабжения 69

9.2.1 Составление сметы-спецификации электрооборудования подстанции 69

9.2.2 Составление сметы затрат на монтаж электрооборудования 70

9.3 Пересчет сметной стоимости в цены 2006 года. 71

9.4 Составление сметы затрат на демонтаж электрооборудования 74

10.5 Организация строительно-монтажных работ по вводу энергообъекта 74

10.5.1 Расчет численности и состава бригад электромонтажников 74

9.5.2 Расчет ленточного графика выполнения электромонтажных работ 76

9.6 Технико-экономическое обоснование реконструкции 77

10 ОХрана труда 78

10.2 Разработка заземляющего устройства подстанцию. 82

10.3 Расчёт устройства молниезащиты подстанции. 86

Заключение 89

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 90

ПРИЛОЖЕНИЕ А 6

ПРИЛОЖЕНИЕ Б 6

ПРИЛОЖЕНИЕ В 7

ВВЕДЕНИЕ. ОСНОВАНИЕ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ ПРОЕКТА.

В данном дипломном проекте рассмотрим вариант реконструкции отдельно взятой подстанции. Необходимость этого возникает в связи с преобразованиями не только в промышленности, сельском хозяйстве, но и в стране в целом.

Развитие экономики и энергетики по новому рыночному направлению приводит к пересмотру многих вопросов, в том числе и вопроса энергообеспечения.

В нашем случае мы попытаемся рассчитать параметры подстанции, соответствующие реальному графику нагрузки отходящих линий, с целью повышения надежности электроснабжения и уменьшения затрат на преобразование электроэнергии.

Основанием для разработки проекта служит подстанция Великоустюгских электрических сетей «Сусоловка 110/10 кВ». В первичной схеме транзитной подстанции применен один двухобмоточный трансформатор, который присоединен к распределительному устройству высшего напряжения с помощью отделителя.

Распределительное устройство высшего напряжения выполнено по схеме системы шин и имеет два линейных разъединителя.

Распределительное устройство низшего напряжения имеет одну систему шин, что приемлемо для электроснабжения потребителей первой и второй категории.

Подстанция «Сусоловка» получает электроэнергию с шин высшего напряжения подстанции «Луза». Также через нее идет транзит по линии 110 кВ на подстанцию «Заовражье». От распределительного устройства низшего напряжения 10 кВ запитаны 3линии.

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОДСТАНЦИИ

Мощность короткого замыкания (КЗ) питающих систем: S_кс=380 МВА. Схема подключения подстанции к энергосистеме после реконструкции представлена на рис.1.1 По способу присоединения к сети подстанция- транзитная.

Схема подключения подстанции к энергосистеме

ПС «Заовражье» ПС «Луза»

W2 w1

Рис 1.1

Исходные параметры всех воздушных линий представлены в табл.1.1

Таблица 1.1

Исходные параметры воздушных линий

Номер линии	Uном., кВ	Тип провода	L, км	Sр,кВА	Iр, А
W1	110	АС-185	26,83	19000	100
W2		АС-185	50,7	19000	100

Продолжение табл.1.1

Номер линии	Uном., кВ	Тип провода	L, км	Sр,кВА	Iр, А
W3	10	АС-70	3,22	86,6	5
W4		АС-70	12,83	242,5	14
W5		АС-50	2,4	121,2	7

На данный момент на подстанции “Сусоловка” находится в эксплуатации один силовой двухобмоточный трансформатор мощностью

2,5 МВ, который присоединен к распределительному устройству (РУ) высшего напряжения через отделитель.

На распределительном устройстве 110 кВ, выполненном по схеме система шин, установлены четыре разъединителя типа РЛНД-1-110/600 (два шинных, два линеййных) и отделитель с короткозамыкателем. На стороне 110 кВ осуществляется транзит электроэнергии по линиям W1 «Луза» и W2 «Заовражье», направление перетоков мощности может быть как в одном, так и в другом направлении.

РУ 10 кВ, выполненное одной несекционированной системой шин, состоит из 8 ячеек КРУН типов К-13. Отходящие ВЛ 10 кВ (3 шт.) имеют протяжённость в интервале от 2,4до 12,83 км.

Исходные данные расчётной нагрузки подстанции заданы в виде зимнего и летнего суточных графиков нагрузок на напряжение 10 кВ, которые построены на основе данных режимных дней 20^го июня 2012 года и 21^го декабря 2011 года. Табличное и графическое изображение графиков нагрузок представлено в табл. 1.2-1.3 и рис.1.2-1.3, соответственно.

Таблица 1.2

Летние суточные нагрузки на стороне 10 кВ

Время,час	P, МВт	Q, Мвар	Время,час	P, МВт	Q, Мвар
0-2	0,3	0,18	12-14	0,3	0,18
2-4	0,24	0,12	14-16	0,36	0,24
4-6	0,24	0,12	16-18	0,36	0,18
6-8	0,36	0,18	18-20	0,3	0,18
8-10	0,36	0,18	20-22	0,3	0,18
10-12	0,36	0,24	22-24	0,24	0,12

Летний суточный график нагрузки на стороне 10 кВ

Рис. 1.2

Таблица 1.3

Зимние суточные нагрузки на стороне 10 кВ

Время,час	P, МВт	Q, Мвар	Время,час	P, МВт	Q, Мвар
0-2	0,48	0,12	12-14	0,6	0,18
2-4	0,48	0,12	14-16	0,6	0,24
4-6	0,54	0,18	16-18	0,78	0,24
6-8	0,66	0,24	18-20	0,84	0,24
8-10	0,78	0,24	20-22	0,78	0,24
10-12	0,66	0,24	22-24	0,66	0,24

Зимний суточный график нагрузки на стороне 10 кВ

Рис 1.3

Потребители собственных нужд (СН) подстанции питаются от одного трансформатора собственных нужд (ТСН) мощностью по 25 кВ∙А. Так как на подстанции не установлены аккумуляторные батареи, то оперативный ток – переменный.

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЁТНОЙ НАГРУЗКИ ПОДСТАНЦИИ

2.1 Построение суточных графиков нагрузок на стороне 110 кВ

Суточные нагрузки на стороне 110 кВ соответствуют значениям ординат мощности графика нагрузки 10 кВ. Полученные нагрузки сведены в табл.2.1 и 2.2, а графическое изображение представлено на рис.2.1 и 2.2.

Таблица 2.1

Летние суточные нагрузки на стороне 110 кВ

Время, час	Р, МВт	Q, Мвар	S, МВ∙А	Время, час	Р, МВт	Q, Мвар	S, МВ∙А
0-2	0,3	0,18	0,35	12-14	0,3	0,18	0,35
2-4	0,24	0,12	0,27	14-16	0,36	0,24	0,43
4-6	0,24	0,12	0,27	16-18	0,36	0,18	0,4
6-8	0,36	0,18	0,4	18-20	0,3	0,18	0,35
8-10	0,36	0,18	0,4	20-22	0,3	0,18	0,35
10-12	0,36	0,24	0,43	22-24	0,24	0,12	0,27

Летний суточный график нагрузки на стороне 110 кВ

Рис 2.1

Таблица 2.2

Зимние суточные нагрузки на стороне 110 кВ

Время, час	Р, МВт	Q, Мвар	S, МВ∙А	Время, час	Р, МВт	Q, Мвар	S, МВ∙А
0-2	0,48	0,12	0,49	12-14	0,6	0,18	0,83
2-4	0,48	0,12	0,49	14-16	0,6	0,24	0,65
4-6	0,54	0,18	0,57	16-18	0,78	0,24	0,81
6-8	0,66	0,24	0,7	18-20	0,84	0,24	0,87
8-10	0,78	0,24	0,81	20-22	0,78	0,24	0,81
10-12	0,66	0,24	0,7	22-24	0,66	0,24	0,7

Зимний суточный график нагрузки на стороне 110 кВ

Рис 2.2

Из рассмотрения графиков нагрузок на стороне 110 кВ следует, что наибольшая пиковая нагрузка наблюдается в зимний период (S_max=0,87 МВ∙А).

Мощность трансформаторов собственных нужд не учитываем, т.к. мощность потребляемая электроприёмниками СН уже учтена в исходных графиках нагрузок 10 кВ.

Принимаем за расчётную мощность подстанции наибольшую полную мощность : S_расч=0,87 МВ∙А.

2.2 Построение годового графика по продолжительности нагрузок

График по продолжительности нагрузок применяют в расчётах технико- экономических показателей электроустановок, расчётах потерь электроэнергии, при оценке использования оборудования в течение года.

Построение годового графика по продолжительности нагрузок производится на основании двух известных суточных графиков – зимнего и летнего на стороне 110 кВ.

Примем, что подстанция работает по зимнему графику 212 дней, а по летнему – 153 дня.

Результаты расчёта показаны в табл.2.3, годовой график по продолжительности нагрузок построен на рис.2.3.

Таблица 2.3

Годовые нагрузки подстанции

Р, МВт	Тр, час	S, МВ∙А	ТS, час
0,84	424	0,87	424
0,78	1272	0,83	424
0,66	1272	0,81	1272
0,6	848	0,7	1272
0,54	424	0,65	424
0,48	848	0,57	424
0,36	1530	0,49	848
0,3	1224	0,43	612
0,24	918	0,4	918
		0,35	1224
		0,27	918

Годовой график нагрузок

Рис.2.3

По данным годового графика определим среднюю нагрузку подстанции:

, (2.1)

где W_год – полная потребляемая энергия за год, МВ∙А∙ч.

W _год определяется как :

, (2.2)

где S_i и T_i , соответственно мощность и время i^ой ступени годового графика.

МВ∙А∙ч.

S_ср = 4890 / 8760 = 0,56 МВ∙А.

Коэффициент заполнения графика:

К_зп = S_ср / S_max = 0,56 / 0,87 = 0,65.

Время использования максимальной активной нагрузки за год:

T_max,a = W_a,год / P_max (2.3)

W_a,год = 0,84 ∙ 424 + 0,78 ∙ 1272 + 0,66 ∙ 1272 + … + 0,24 ∙ 918 = 4470 МВт∙ч

T_max,a = 4470 / 0,84 = 5321 (ч).

Время максимальных потерь определяется по формуле:

_нб = (0.124 + T_max,a  10000)²  8760 (2.4)

_нб = (0,124 + 5321 / 10000)² ∙ 8760 ≈ 3800 ч.