Распределительныеэлектрические сети являются важным звеном в системе производства, передачи ипотребления электрической энергии.
Большоезначение для надежной работы электросетей имеет правильное выполнение инастройка устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики и в том числеправильный выбор рабочих параметров срабатывания аппаратуры РЗА.
Рациональновыполненная система электроснабжения должна удовлетворять ряду требованийэкономичности и надежности, обеспечения надежного качества электроэнергии,безопасности и удобства эксплуатации, обеспечение уровней напряжения,стабильности частоты и т.д. В связи с тем, что ПС «Орлово» была построена в1970 году оборудование морально устарело, и увеличились нагрузки. Необходимопровести реконструкцию подстанции. При этом должны по возможности применятьсярешения, требующие минимальных расходов цветных металлов и электроэнергии.Основным определяющим фактором при построении системы электроснабжения являетсяхарактеристика источников питания, мощность и категорийность потребителей.
Нужноучитывать также требования ограничения токов К.З., а также условия выполненияпростой и надежной релейной защиты и автоматики.
Вопросырационального электроснабжения электросетьевого района на должны решаться вотрыве от общей энергетики. Решения по электроснабжению должны применяться сучетом перспективного плана электрификации района и кооперировании всехотраслей.
Подстанции110/10 кВ предназначены для электроснабжения потребителей I; II; III категории.
ПотребителиI категории – потребители, которые должны иметь резервный источник снабжения,автоматизированный ДЭС. Внешнее электроснабжение осуществляется от ВЛ-10 кВ покольцевому питанию (двухстороннее). Время отключения электроэнергии не должнопревышать время работы АВР.
IIкатегория – длительность перерыва электроснабжения не должна превышать 3 – 5часов.
IIIкатегория – перерыв в электроснабжении возможен на период необходимой длязамены или ремонта поврежденных элементов, но не более двух суток.
ПС110/10 кВ рассчитана с расчетом перспективных нагрузок на 5 лет. Подстанцииразделяют по оперативному току:
1.С постоянным оперативным током (он идет с аккумуляторной батареи), этоПС-110/10 кВ, на которых установлены МВ-110 кВ.
2.С выпрямленным постоянным током, все подстанции 110/10 кВ и вновьпроектируемые.
3.С переменным оперативным током, все подстанции старого типа.
Насиловом трансформаторе устанавливаются следующие устройства РЗА:
1.Устанавливается дифференциальная защита на двух реле, типа ДЗТ-11 –дифференциальное реле защиты с магнитным торможением 11 серии, длядвухобмоточных трансформаторов, которые устанавливаются на фазе «А» и «С».Защита действия на отключение ввода 10 кВ и включение короткозамыкателя настороне 110 кВ. Дифференциальная защита является основной защитой силовоготрансформатора:
– реагирует на всевиды КЗ,
– быстродействующаяtсз = 0,1 сек.
– обладаетабсолютной селективностью.
– обладает высокойчувствительностью.
2.Газовая защита силового трансформатора, реагирует на КЗ, которое возникаетвнутри бака силового трансформатора. Защита также реагирует на понижение уровнямасла в силовом трансформаторе. Первая ступень защиты работает на отключениеввода силового трансформатора и включение короткозамыкателя со стороны 110 кВ.
3.Устанавливается МТЗ-110 кВ. Защита реагирует на внешнее КЗ. Защита выполненадвухступенчатой:
1-аяступень работает с заданной выдержкой времени на отключение ввода силовоготрансформатора.
2-аяступень работает с заданной выдержкой времени на включение короткозамыкателя 11кВ.
4.защита от перегрузок устанавливается в токовых цепях дифференциальной защиты состороны 110 кВ на одном реле типа РТ-40, которое устанавливается на фазе «А».На ПС без обслуживающего персонала защита выполняется трехступенчатой:
1-аяступень работает на сигнал.
2-аяступень, с выдержкой времени, работает на отключение потребителей.
3-яяступень – резервная, срабатывает при отказе второй ступени.
5.Защита от перегрева трансформаторного масла, выполнена на термосигнализаторе типаТС-100. Первая установка по «+» выставляется на 50-60ºС и работает насигнал.
Втораяустановка на «+» на 80-90ºС и работает на отключение силовоготрансформатора от сети.
Межсекционныйвыключатель СВ-10.
Нанем предусмотрены следующие устройства релейной защиты и автоматики:
1. МТЗ-10 кВ в 3-хфазном релейном исполнении, на реле РТ-40, собирается схема неполной звезды из трансформаторноготока. Защита работает с установленной выдержкой времени.
2. УстанавливаетсяАВР двухстороннего действия. Измерительный орган АВР выполнен на релеминимального напряжения типа АРН-54.
НаВЛ-10 кВ предусмотрены следующие устройства релейной защиты:
1. устанавливаетсяМТЗ-10 кВ на реле РТ-40 в 2-х фазном релейном исполнении.
2. на мощных фидерахдополнительно устанавливается токовая отсечка мгновенного действия tсз =0,1 сек.
3. устанавливаетсяАПВ. Если привод включателя электромагнитный, то двукратное АПВ, а если приводпружинный – однократное реле.
Дляувеличения надежности электроснабжения потребителей на ПС -110/10 кВ ПС«Орлово» необходимо:
1. установить 2-ойтрансформатор типа ТМН-6300/100; /∆-11.
2. РеконструироватьОРУ-110 кВ, вместо отделителя и короткозамыкателя установить трансформаторныйвыключатель ВМТ-110 кВ.
3. Вместоустановленных ячеек К-37 установить ячейки К-59 с выключателями ВК-10 в КРУН-10кВ шатрового типа.
4. Построить вновьВЛ-10 кВ в количестве 10 км.
5. Дополнительноустановить КТП-10/0,4 в количестве 10 штук.
Южныеэлектрические сети – самое молодое предприятие энергосистемы «Тюменьэнерго» — образовано в 1983 году на базе Ялуторовского, Заводоуковского, Омутинскогосетевых районов. Расположено оно на окраине города Заводоуковска. В зонуобслуживания 19,7 кв. км вошли шесть административных районов: Ялуторовский,Упоровский, Омутинский, Юргинский, Армизонский, Заводоуковский, городаЯлуторовск и Заводоуковск, 221 населенный пункт, 70 сельскохозяйственныхпредприятий.
Предприятиеимеет достаточно развитую материальн0-техническую базу. За полтора десятилетиявведено в эксплуатацию 12 подстанций 110 кВ и выше, суммарной мощностью 475МВА, построено 1980 км высоковольтных линий220/10 кВ, выполнена реконструкция15 подстанций 20/110/35 и 110/10 кВ, установлено 17 трансформаторов суммарноймощностью 186 МВА, количество трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ возросло до1400, протяженность воздушных подстанций 10/0,4 кВ составила 5 тыс. км. Набалансе предприятия 6700 км воздушных линий всех напряжений. Построены теплыестоянки, автотранспортный профилакторий, аккумуляторный, дистилляционный цехи.ЮЭС располагает 230 единицами автотранспорта и спецтехники, а в коллективетрудится 572 человека. На предприятии созданы следующие технические службы –это оперативно-диспетчерская служба, служба релейной защиты автоматики, службаподстанций, средств диспетчерско-технологического управления, службы воздушныхлиний и распределительных сетей, грозозащиты и изоляции, надежности и безопасности,отдел автоматизированных систем управления, отдел сбыта электроэнергии,бухгалтерия и многие другие.
Достаточнаяобеспеченность сельскохозяйственного предприятия необходимыми трудовымиресурсами, их рациональное использование, высокий уровень производительноститруда имеют большое значение для увеличения объема производства и повышенияэффективности производства.
Трудовыересурсы – это часть населения, обладающая физическими данными, знаниями,умениями и навыками труда в соответствующей отрасли экономики. На начальномэтапе необходимо измерить наличие работников, их состав и уровеньобеспеченности хозяйства рабочей силой. Добиться хороших показателей невозможнобез хорошего трудоспособного коллектива, так как кадры – это основа любогопредприятия.
Таблица1
Численностьперсонала предприятияПоказатели 2002 2003 2004 чел % чел % чел % 1 2 3 4 5 6 6 1. Среднегодовая установленная мощность, условных единиц 30045,3 29249,6 32540 2.Численность ППП всего, чел. 589 100 583 100 572 100 в том числе рабочих, чел. 399 391 377 Продолжение таблицы 1 1 2 3 4 5 6 7 3.Численость привлеченного ремонтного персонала, чел. 22 34 32 в том числе рабочих, чел. 20 30 28 4.Удельная численность ППП с учетом привлеченного ремонтного персонала всего, чел. 1,86 20,3 2,11 в том числе рабочих, чел. 1,24 1,39 1,44 2.Удельная численность ППП без привлеченного ремонтного персонала, всего, чал. 1,76 1,96 1,99 в том числе рабочих, чел. 1,16 1,33 1,34
Анализируяданные таблицы, видим, что среднесписочная численность ППП в 2004 годуснизилась по сравнению с 2002 годом. Это произошло за счет снижения числарабочих. Удельная численность ППП составила 1,86, что меньше чем в 2002 году — 2,03. Удельная численность ППП без привлеченного на ремонт персонала составило1,76, что меньше чем в 2002 году – 1,96. Снижение произошло за счет рабочих –1,16.
Основнымипоказателями работы предприятия является поступление электроэнергии в сеть,расход, полезный отпуск и т.д. При анализе необходимо рассчитать динамику этихпоказателей, отклонение от плана.
Таблица2
Основныетехнико-экономические показателиПоказатели 2002 2003 2004 Отклонение план факт план факт 1. Объем получения энергии в сеть, млн. кВтч 1607,04 1385,09 1400,00 1440,97 +40,97 +55,8 2.Потери энергии в сети,% млн. кВтч
10,2
163,95
10,7
148,16
10,97
148,16
10,54
151,88
-0,43
-6,22
-0,16
+3,72 3.Полезный отпуск, млн.кВтч 787,4 716,66 718,47 819,57 +101,1 +102,9 4.Объем реализации энергии в товаре, тыс.руб 242151 310300 379172 429035 +49863,7 +11873,5
Поступлениеэнергии в сеть в 2004 году составило 1440,97 млн. кВтч, что больше чем в 2003году – 55,88 млн. кВтч и меньше чем в 2002 году на 166,07 млн·кВт·ч.Объем товарной продукции увеличился по сравнению с планом на 49863,7 тыс.рублей, а с прошлым годом на 11873,5 тыс. рублей. Полезный отпуск энергиибольше плана на 101,1 млн.кВтч и больше чем в 2003 году на 102,91 млн. кВтч.Все остальные показатели имеют тенденцию к росту.
Вразвитии предприятий постоянное внимание уделяется наиболее рациональному иэффективному использованию материальных, трудовых, финансовых ресурсов иприродных богатств для обеспечения на каждом предприятии при наименьшихзатратах всемерного увеличения производства продукции.
Себестоимость– это материальные, денежные затраты на производство продукции.
Калькуляция– это исчисление себестоимости единицы продукции.
Таблица3
Калькуляцияи структура себестоимости распределения электроэнергии по РЭСПоказатели 2002 2003 2004 2004 к 2002 Тыс.руб % Тыс.руб % тыс. руб % 1.Основная заработная плата основных рабочих 9395 8,9 19511 6,0 19508,6 6,0 207,6 2.Отчисления на социальные нужды 3646 3,4 6155,1 1,9 6154,2 1,9 188,8 в том числе пенсионный фонд 2630,3 2,5 4809,8 1,5 4809,4 1,5 182,8 3.Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования 41858 39,6 119175,9 36,5 119181,6 36,6 284,7 4.Амортизация 27711 26,2 78318 24,0 78317,9 24,0 282,6 5.Цеховые расходы 10008 9,5 18564,6 5,7 18557,6 5,7 185,4 6.Общезаводские расходы 13158 12,4 84338,8 25,9 84343 25,8 641 7.Итого производственная себестоимость 105775 100 326063,4 100 326063,7 100 308,3 Полезный отпуск энергии 413,2 718,47 819,57 198,3
Изпроведенного анализа следует, что в 2004 году производственная себестоимость поотношению к 2002 году увеличилась на 208,3%, в том числе основная оплатапроизводственных рабочих на 107,6 %, отчисления на социальные нужды оплатытруда производственных рабочих на 68,8%, амортизация увеличилась на 182,6%.Наблюдается рост на расходы на содержание и эксплуатацию оборудования на184,7%, можно отметить значительное увеличение общезаводских расходов на 641%.Рассматривая структуру себестоимости за 2004 год можно отметить, что наибольшийудельный вес занимают расходы по содержанию и эксплуатации оборудования –36,6%, общезаводские расходы – 25,8%, амортизация составляет 24% от общихзатрат на электроэнергию.
Сравниваяструктуру затрат 2003 года и 2002 года, можно отметить рост удельного веса пообщезаводским расходам на 13,4% и снижение цеховых расходов на 3,8%, уменьшилсяудельный вес оплаты труда производственных рабочих на 2,9%. Это привело кснижению удельного веса отчислений на социальные нужды на 105%. Это связано сцентрализацией организационной структуры электросетей (сокращение подразделенийпо районам).
Основнымизатратами на предприятии является сырье и материалы, услуги производственногохарактера, топливо, энергия со стороны, затраты на оплату труда, амортизация ит.д. Из данных затрат складывается себестоимость товарной продукции.
Таблица4
Анализотклонений сметы затрат всего по предприятию, тыс. рубСтатьи затрат 2003 г. факт 2004 г. Отклонение от прошлого года план факт 1 2 3 4 5 1.Сырье и материалы 26009 30591,6 30591,6 +4582,8 1.1.Запасные части 9694,5 17185,6 17185,6 +7491,1 1.2.Трансформаторное, турбинное, компрессорное масло 351 2210,4 2010,4 +1859,2 1.3.Другие материалы в том числе: 14426,4 11195,6 11195,8 -3230,6 — стройматериалы 4183,6 1297,3 1297,3 -2886,3 — изоляционные материалы 3606,6 3830,6 3830,6 +224 — смазочные материалы для тракторных средств 865,6 46 46 -819,5 — металл 4039,3 5035 5035 +995,7 — кабельная продукция 1587 101 101 -1486 — прочие услуги 144,4 885,7 885,7 +741,5 2. Услуги производственного характера 1788,0 37644 37644 +19764 2.1.Транспортные расходы по перевозке грузовв том числе: 1328 1328 — грузовой транспорт 1328 1328 2.2.Затраты на ремонт подрядным способомиз них: 17880 36316 36316 -18436 — текущий ремонт 144 3004 3004 -156,4 — капитальный ремонтв том числе 17736 36015,6 36015,6 +18279,6 внутренний подряд из него ПРП 1820,7 754,3 754,3 1066,4 ТЭСР 473,6 0,0 0,0 473,6 ПНП 2268,3 382 382 1886,3 3.Энергия со стороны 2640 3475 3475 -386 3.1.Электроэнергия 2465 3151 3151 -686 3.2.Теплоэнергия 175 324 324 -149 4.Затраты труда на оплату из них 52667 71344,5 71344,5 -18677 4.1.Заработная плата 45798,2 62038,7 62038,1 -16239,9 4.2.Выплаты по районному коэффициенту 6869,8 9305,8 9305,8 -2436,1 5.Отчисления на социальные нужды из них 18960,3 218771,1 218771,1 -2910,7 5.1.Отчисления в пенсионный фонд 14746,6 17059,9 17059,9 -2313,2 5.2.Отчисления на социальное страхование 2106,7 2267 2266,6 -159,8 5.3.Обязательное страхование от несчастных случаев 210,9 285,4 285,3 -74,4 5.4.Обязательное медицинское страхование 1896,1 2258,8 2259,3 -363,2 6. Амортизация 5727,9 84086 84086 -26807 7.Прочие затраты в том числе 43758,2 70675,2 70675,1 -26916,9 7.1.Налоги, включаемые в себестоимость 361,2 908,8 904,8 -543,6 7.2.Остальные затраты 43397 69766,4 69770,3 -26373,3 8.Всего затрат на производство 225791,5 326063,4 326063,7 -100272,3 9.Себестоимость товарной продукции 225791,5 326063,4 326063,7 -100272,3
Себестоимостьтоварной продукции увеличилась по сравнению с прошлым годом на 100272,7 тыс.рублей по сравнению с планом на 0,3 тыс. рублей. Увеличение произошло за счетроста таких статей как амортизация на 26807 тыс. рублей, отчисления насоциальные нужды на 2910,7 тыс. рублей. Затраты на оплату труда возросли на16239,9 тыс. рублей, сырье и материалы на 11582,6 тыс. рублей. Таким образом,произошло увеличение всех затрат по сравнению с прошлым годом.
Финансовоесостояние предприятия, его устойчивость и стабильность зависят от результатовпроизводственной, коммерческой и финансовой деятельности. Если производственныйи финансовый план успешно выполняют, то это положительно влияет на финансовоеположение предприятия. И, наоборот, в результате недовыполнения плана попроизводству и реализации продукции происходит повышение себестоимости,уменьшения выручки и сумма прибыли и как следствие ухудшение финансовогосостояния и его платежеспособности.
Таблица5
Финансовыерезультаты от реализации электроэнергииПоказатели 2002 2003 2004 2004 к 2002, % план факт откл план факт откл план факт откл 1, Реализация, тыс. кВч 84900 83562 -133,8 86330 80995 -5535 86790 84568 -2222 101,2 2.Среднеотпускной тариф: 1000 кВтч, руб. 344,43 340,51 -3,92 515,35 528,27 +12,92 633,33 644,41 +11,08 189,2 3.Себестоимость тыс.кВтч, руб. 330,09 334,68 +4,79 524,17 537,08 +12,91 607,74 620,52 +12,78 185,3 4.Себестоимость без стоимости покупной энергии, тыс.кВтч, руб. 120,35 119,58 -0,77 143,89 141,59 -2,3 162,01 162,45 +0,44 135,8 5.Прибыль(+) убыток(-) 1214 471 -743 -762 -714 +48 2221 2020 -201 428,9 6.Окупаемость затрат, руб. 0,98 7.Рентабельность 102 104
Анализируяданные таблицы 5, видим, что в 2004 году не выполнен план по реализацииэлектроэнергии на 2222 тыс. кВтч, но увеличилась цена на отпуск на 11,08 ивыросла себестоимость на 12,78 рублей, поэтому получилась сумма прибыли на 201тыс. рублей меньше чем запланировали. Если сравнивать результаты по годам товидим, что реализация в отчетном году на 1,2% выше чем в базисном, ценаэлектроэнергии увеличилась на 89,2%, а себестоимость на 85,3%, что значительноповлияло на финансовый результат, сумма прибыли увеличилась на 32,8%, а еслирассматривать к прошлому году, то можно отметить, что в 2002 году был полученубыток на сумму 714 тыс. рублей. Это объясняется ростом тарифа. Рассматриваясебестоимость без покупной энергии, видим, что она незначительна и занимаетвсего 26,2% в удельном весе общей себестоимости. Это говорит о том, чтопредприятие покупает электроэнергию по высоким ценам, что сказывается нафинансовых результатах. Затраты в отчетном году окупились на 1 вложенный рубльвернулось 1,04 рубля, что больше на 2%, чем в базисном году. В прошлом годузатраты не окупились, так как на вложенный рубль вернулось 98 копеек.
/>
Рис.1.Расчетная схема ПС-110/10 кВ «Орлово»
Расчеттоков короткого замыкания
ПС«Орлово» запитана от ПС «Армизонская» по линии 110 кВ. Провод алюминиевый состальной жилкой сечением 120 мм2 и длинной 22 км.
Ректанцысистемы до ПС «Орлово»
Х1max= 16.6 Ом, Хmin = 24.5 Ом
Онирассчитываются на ЭВМ и задаются в виде таблицы. Это сопротивление отгенератора до СШ 110 кВ maх и min режимах работы энергосистемы.
Максимальныйрежим – это такой режим, при котором все генераторы включены в работу исопротивление энергосистемы будет минимальным.
Минимальныйрежим – это такой режим, при котором часть генераторов выведены из работы исопротивление энергосистемы будет максимальным.
Паспортныеданные силового трансформатора типа ТМН – 6300/110 кВ, /∆ — 11.
Трансформатортрехфазный, оборудован РПН. Данные РПН: Uн = 115±9·1,78%,установлена с высокой стороны и имеет 9 ступеней регулировки с высокой и низкойстороны.
Uкз126= 11,7%; Uкз110 = 11,1%; Urp96.6 = 10.5%
1. Определяемноминальные токи с высокой и низкой стороны силового трансформатора:
/> (3.1)
/> (3.2)
гдеSH – номинальная мощность силового трансформатора, равная 6,3 МВА.
UH1и UH2 – номинальное напряжение с низкой и высокой сторонытрансформатора, равное 10,5 кВ и 115 кВ.
/>
2. Определяемсопротивление трансформатора:
/> (3.3)
/> (3.4)
гдеUК.З.126 – максимальное напряжение порожного замыкания, равное11,7%,
UК.З.96,6 – минимальное напряжение порожнегозамыкания, равное 10,5%,
Umin и Umax – минимальное и максимальное напряжение, равное 96,6 и 126кВ.
/>
/>
3. Составляемрасчетную схему замещения:
/>
Рис.2 Расчетная схема замещения
Расчитываем токи короткого замыкания в точке К1
/> (3.5)
/> (3.6)
гдеХ1min – минимальное сопротивление питающей сети, равное 25,2 Ом,
Х1max – максимальное сопротивлениепитающей сети, равное 9 Ом,
UН – номинальное напряжение сети,равное 115 кВ.
/>
5.Расчитываемтоки короткого замыкания в точке К2:
/> (3.7)
/> (3.8)
/>
/>
6.Переводимтоки КЗ со стороны 110 кВ на сторону 10 кВ
/>
Расчетдифференциальной защиты
Дифференциальнаятоковая защита трансформатора выполнена с использованием реле типа ДЗТ-11, таккак удовлетворяет требованиям чувствительности, регламентируемыми ПУЭ. Защитавыполнена в виде одного комплекта в предложении, что требуемый минимальныйкоэффициент чувствительности, определенный в результате расчетов при КЗ навыводах низкого напряжения трансформатора не менее 1,5.
Релетипа ДЗТ-11имеет промежуточный насыщающий трансформатор тока и одну тормознуюобмотку. Использование тормозной обмотки дает возможность не подстраиватьминимальный ток срабатывания защиты от токов небаланса при внешнихповреждениях, поскольку несрабатывание защиты в этих случаях обеспечиваетсяторможением.
Указанное,обуславливается большой чувствительностью защиты.
1.Составляем таблицу для расчета ДФЗ силового трансформатора.
Таблица6
ПараметрыНаименование расчетной величины 115 кВ 11 кВ 1.Ток с высокой и низкой стороны
/>/>
/>/>
2. Выбираем Ктт 150/5 600/5 3. Определяем вторичные токи в контурах дифференцированной защиты
/>
/> 4.Токи КЗ в max и min режимах 388/214 3414/2461 5. Определяем ток срабатывания защиты по отсечке броска тока намагничивания
IСЗ≥1,5·I1НВ
IСЗ≥1,5·32=48А ——- 6. Определяем ток срабатывания защиты по условию чувствительности.
IСЗ≤/> ——-
2.Определяем ток срабатывания защиты на стороне 110 кВ
/>, (3.9)
гдеКтт – коэффициент трансформации трансформаторов тока с высокойстороны, равной 30.
/>
4. Определяем числовинтов (на отпайку) на стороне 110 кВ
/>, (3.10)
гдеF – магнитодвижущая сила реле ДЗТ-11 равна 100 А·W
/>
Принимаемстандартную отпайку со стороны 110 кВ
/>
5. Определяем числовитков (отпайку) со стороны 10 кВ.
/> (3.11)
/>
Принимаемстандартную отпайку со стороны 10 кВ
W10 = 14 витков
6. Определяем полныйток колебания ДФЗ
/> (3.12)
гдеε – полная погрешность трансформатора тока, не должна превышать 10% -0,1,
∆U – погрешность, обусловленнаярегулирования РПН и не должна превышать 16%+0,16,
W10пр – принятое число витков, 14 виток,
W10расч – расчетное число витков, 13,5виток.
/>
7. Определяем числовитков отпайки тормозной обмотки
/> (3.13)
гдеtgγ –угол наклона тормознойхарактеристики реле ДЗТ-11, равной 0,87.
/> – максимальный трех фазный ток короткого замыкания,равный 388 А.
/>
Принимаемстандартную отпайку 7 витков.
7.Определяем уточненный ток срабатывания на стороне 110 кВ.
/> (3.14)
/>
8. Определяемуточненный ток срабатывания на стороне 110 кВ.
/> (3.15)
/>
9. Определяемкоэффициент чувствительности дифференциальной защиты.
/> (3.16)
где/> -двухфазный ток короткого замыкания, равный 214 А.
/>
Коэффициентчувствительности в соответствии с ПУЭ должен быть в пределах 0 ≥ Кч≥ 2.
Полученныйкоэффициент чувствительности удовлетворяет условию, принимаем его равным 2,0.
10.Определяем коэффициент надежности
/> (3.17)
/>
Составимсхему включения обмоток реле ДЗТ-11 в токовую цепь дифференциальной защиты.
Составсхемы:
Дифференциальнаязащита трансформатора выполняется на двух реле типа ДЗТ-11, котороеподключается в фазу «А» и «С». Пример включения в фазу «А» приведен на рисунке3.1. аналогичный контур собирается для второго реле, но только на фазе «С»,которое подключается к точкам аи с.
Свысокой стороны трансформатора соединены в треугольник (∆), а с низкойстороны в звезду (/>).
Wp – в схеме не используется, так как выбран двух обмоточный силовойтрансформатор.
/>
Выбираемуставки для дифференциальной защиты:
1. Iсз= 90 А,
2. WурI= 14вит.,
3. WурII= 21 вит.,
4. Wтор= 7 вит.
РасчетМТЗ – 110 к В
Дляотключения КЗ на шинах низкого напряжения и для резервирования отключений КЗ наэлементах присоединенных к шинам, предусмотрено МТЗ с комбинированным пускомнапряжения в цепи каждого отвлечения к выключателю низкого напряжения трансформатора.МТЗ устанавливается на стороне высшего напряжения, выполнено на трех реле типаРТ-40.
1.Определяемсопротивление обобщенной нагрузки отнесенной к номинальной мощноститрансформатора и номинальному напряжению.
/> (3.18)
где/> -коэффициент нагрузки сельскохозяйственных потребителей, равный 0,55.
Sн – номинальная мощность силовоготрансформатора, равная 6,3 МВА,
Umin – минимальное напряжение, равное 96,6 кВ.
/>
2.Расчитываем ток самозапуска
/> (3.19)
гдеUн – номинальное напряжение силового трансформатора, равной 110 кВ
Х– сопротивление элементов сети.
/>
3.Определяем коэффициент самозапуска
/> (3.20)
гдеIном – номинальный ток реле РТ-40, равный 100А.
/>
4.Определяем ток самозапуска, проходящий по низкой стороне.
/> (3.21)
/>
5.Выбираем ток срабатывания защиты с независимой характеристикой установленной насекционном выключателе.
Максимальныйрабочий ток секционного выключателя может быть равен максимальному токутрансформатора, тогда
/> (3.22)
гдеКн – коэффициент надежности срабатывания реле РТ-40, равный 1,2,
Кв– коэффициент возврата реле, равный 0,8.
/>
Поусловию чувствительности
/> (3.23)
гдеКч – коэффициент защиты, равный 1,5.
/>
ПринимаемIсз = 120А.
6.Выбираем время срабатывания защиты:
— 2,2 с. – на отключение масленого выключателя на воде,
— 2,7с. – на отключение трансформаторного масленого выключателя.
7.Определяем ток срабатывания реле на стороне 10 кВ
/> (3.24)
гдеКтт1 – коэффициент трансформации трансформаторов тока, равный 150/5
/>
8.Определяем перегруз на стороне 110 кВ
/> (3.25)
гдеI1Н – ток с высокой стороны силового трансформатора, равный 32 А.
/>
принимаемIСЗперегр = 40 А,
tСЗ = 9 сек.
Насиловых трансформаторах ПС «Орлово» схема дишунтирования не применяется, и свысокой стороны устанавливают выключатель типа ВМТ-110 кВ.
9.Проверяем чувствительность защиты при 2-х фазном КЗ за трансформатором точка К2рис 1.1.
Рассчитываемток в реле
/> (3.26)
где/> -минимальный ток трех фазного короткого замыкания, равный 214 А.
/>
Газоваязащита
Защитаявляется основной защитой силового трансформатора и реагирует на повреждения,которые возникают внутри бака силового трансформатора. Эта защита основана натом, что при возникновении короткого замыкания образуется электрическая дуга,которая вступает в взаимодействие с трансформаторным маслом и разлагает егоделая газ. Он вступает в верхнюю часть бака силового трансформатора проходитчерез газовое реле и оно срабатывает в две ступени.
Перваяступень: проходит сигнал диспетчеру.
Втораяступень: отключение силового трансформатора от сети. Защита быстродействующая tс.з.≤ 0,1 с.
Защитаот перегрузки силового трансформатора
Перегрузка– симметричное явление при котором ток одновременно повышается во всех трехфазах силового трансформатора сверх номинального. При этом обмотки силовоготрансформатора начинают перегреваться.
Защитаот перегрузки на одном токовом реле типа РТ-40, которое включается в фазу В.Защита от перегрузки работает на сигналах.
Наподстанциях без обслуживающего персонала защита делается трехступенчатой.
Перваяступень работает на сигнал.
Втораяступень при больших перегрузках силового трансформатора отключает ВЛ-10кВ.
Третьяступень (страховочная) срабатывает в том случае, если произошел отказ в работевторой ступени. Третья ступень в этом случае работает на отключение силовоготрансформатора.
Защитаот перегрева силового трансформатора
Защитасостоит из термосигнализатора, на котором устанавливают две установки потемпературе:
Первая– 50-60ºС,
Вторая– 90-95ºС.
Онареагирует на изменение температуры масла. При этом диспетчеру приходит сигнал оперегреве масла.
Придальнейшем повышении температуры происходит отключение силового трансформатораот сети.
Нагреватьтрансформаторное масло свыше 100ºС запрещено, так как теряются егоизоляционные свойства.
Расчетоборудования КРУН-10кВ
КРУН-10кВ – комплексное распределительное устройство натужней установки с Uн– 10 кВ.
ВыбираемКРУН-10 кВ шатрового типа с ячейками К-59 с масленым выключателем ВК-10 сэлектромагнитным приводом.
КРУН-10кВ состоит из следующих ячеек:
1– ячейка ввода,
2– ячейка ТСН,
3– ячейка ТН-10,
4– линейная ячейка,
5– СВ-10 кВ.
1.Расчети выбор ячейки ТСН.
Трансформаторсобственных нужд предназначен для питания оперативных цепей, устройств РЗА,противоаварийной автоматики, оборудования связи телемеханики, обогрев помещения, освещение ПС, подогрев проводов МВ.
Составсхемы:
Q2 – масленый выключатель ввода,
FV1 – вентильные разрядники, для защитыТСН от перенапряжений,
FU1 – плавкие предохранители типа ПК-10для защиты ТСН с высокой стороны от токов КЗ.
ТСН– трансформатор собственных нужд.
РасчетТСН.
1.Мощность ТСН выбирается как 1/100 от мощности силового трансформатора.
/> (3.30)
/>
гдеSн – номинальная мощность силового трансформатора, равная 6,3 кВА
Sтсн= 0,01·6300 = 63 кВА
2.Для защиты нейтрали устанавливают защиту нулевой последовательности, а с низкойстороны ТСН устанавливают автоматический выключатель.
3.Выбираем ток и время срабатывания защиты нулевой последовательности
/> (3.31)
гдеUН – напряжение с низкой стороны силового трансформатора, равной 0,4кВ.
/>
Определяемток срабатывания защиты нулевой последовательности.
/>
IСЗ= 0,5·92,6 = 46,3А
Определяемвремя срабатывания защиты tСЗ = 0.6 сек.
Выбираемустановки для защиты нулевой последовательности
IСЗ = 46 А; tСЗ = 0,6сек.
ДанныеТСН и силового трансформатора сводим в таблицу.
Таблица2
ХарактеристикиТСН и силового трансформатораТипы трансформатора Мощность кВА Напряжение кВ Потери кВ
∆UКЗ,
% ВН НН
∆РХХ
∆РКЗ ТМ 63 10 0,4 0,56 2,65 4,5 ТМН 6300 115 11 21 90 10,5
Расчети выбор ячейки ТН-10 кВ
ВыбираемТН-10 кВ типа НТМИ-10.
Трансформаторнапряжения трех фазный маслом наполненный, с естественной циркуляцией масла,измерительный. ТН применяется для защиты приборов учета и измерения запиткиобмоток реле, устройств телемеханики и автоматики с помощью ТН измеряется наСШ-10 кВ косвенным способом.
/>
Рис.5.Схема подключения ТН-10 кВ
ТНсостоит из электромагнитной системы пятистержневого магнитопровода, на которыйнаматывается 3 катушки. Первая высоковольтная соединяется в звезду и с нееснимается U = 100 В, третья, низковольтная соединена в треугольник с нееснимается напряжение нулевой последовательности, реагирует на Короткоезамыкание, связанные с землей и диспетчеру приходит сигнал «земля на сети 10кВ».
Основнымпараметром ТН является коэффициент трансформации КТН = 100. Ониспользуется для измерения напряжения на СШ-10 кВ косвенным способом.
ТНвыбирают по условию:
1.UТН-10≥ UЭЛ.УЧ.
2.SРАСЧ≤ SН
3.Класс точности
ТНдолжен соответствовать классу точности измерительных приборов.
Таблица3
Паспортныеданные ТН-10Тип ТН Напряжение В Мощность ВА ВН НН 0,5 1,0 3,0 НТМИ 10000 100 120 200 500
Выборнагрузок на ТН-10 кВ
Основнаянагрузка на ТН – это измерительные приборы и приборы учета. Лилейная ячейка укомплектованасчетчиком активной и реактивной энергии.
Ячейкаввода укомплектована ваттметром, вольтметром и счетчиком активной энергии.
Исходяиз условия КРУН составляем таблицу.
Таблица4
ДанныенагрузокПрибор Тип
SН,
ВА Число катушек cosφ sinφ Число приб. Мощность Р[ВТ] Q[ВАР] Вольтметр Э-335 2 1 1 1 2,0 – Ваттметр Д-355 1,5 2 1 1 3,0 – Счетчик активной энергии U-670 2,0/4,5 2 0,36 0,36 5 20 45 Счетчик реактивной энергии U-673 2,0/4,0 3 0,48 0,48 10 30 60 ИТОГО: 55 95
Определяемполную нагрузку на ТН
/> (3.32)
гдеР – активная мощность, равная 55 Вт,
Q –реактивная мощность, равная 95 ВАР
/>
Выбираемсогласно расчета ТН мощностью 200 ВА и класс точности 1,0. Выбираем ячейкуввода: тип ячейки К-59 ВК-10 – масляный выключатель колонковый сэлектромагнитным приводом.
Выключательимеет следующие паспортные данные:
IН = 630 А; 1000 А; 2000 А
IОТК.КЗ = 20кА; 50 кА
SОТК = 250 мВА; 500 мВА
tСРАБ.МВ = 0,03 сек.
Выбираеммощность выключателя по следующим условиям:
1.Uн ≥ Uраб (3.33)
2.IH ≥ Iрасч (3.34)
3.IОТКЛ ≥ /> (3.35)
4.≥ SКЗmax (3.36)
Определяемполную мощность КЗ
/> (3.37)
/>МВА
Таблица5
Расчетныеи паспортные данные МВРасчетные данные Паспортные данные
Uраб = 10 кВ
Uн= 10 кВ
Iрасч =350 А
IH= 630А
/> = 3,4 кА
IОТКЛ = 20 кА
SКЗmax = 61 МВА
SОТК= 250 МВА
Выбираемячейку К-59 с масленым включателем ВК-10, имеющий электромагнитный привод.
Межсекционныймасленый включатель выбираем по тем же условиям. Линейная ячейка выбирается смасленым выключателем ВК-10 с Iрасч = 630 А.
РасчетМТЗ-10 кВ
ПС«Орлово»/> /> /> /> /> /> />
250 /> />
250 />
Рис.6Схема распределительной сети/>
1.Суммарная мощность сети:
/> (3.38)
гдеРТП – мощность ТП-10/0,4 кВ
S =100+250+160+250 = 760 кВА
2.Определяем номинальный ток
/> (3.39)
гдеUН – номинальное напряжение, равное 10,5 кВ
/>
3.Определяем ток срабатывания защиты
/> (3.40)
гдеКН – коэффициент надежности, равный 1,1,
КСЭП– коэффициент самозапуска, равный 1,
КВ– коэффициент возврата реле РТ-40, равный 0,8.
/>
4.Определяем сопротивление трансформаторов
/> (3.41)
гдеUК – напряжение КЗ силового трансформатора
S –мощность силового трансформатора, равная 6,3 кВА
UН – номинальное напряжение с высокойстороны, равное 115 кВ, так как Sнm1 = Sнm2, то
/>
Приноминальной работе Т1 и Т2
/> (3.42)
/>
5.Определяем коэффициент перевода со стороны 110 кВ на сторону 10 кВ
/>
6.Определяем сопротивление на шинах 10,5 кВ.
Дляэтого к сопротивлению системы прибавляем сопротивление трансформатора.
Таблица6
Расчетдля Т1 и Т2Максимальный режим Минимальный режим
Хоб = Х1max+Xтр1 = 9 +233 = 242 Ом
Хоб = Х1mix+Xтр1 = 25,2 +233 = 258 Ом
Х10 = Хоб ·К1 = 242·0,0083 = 2 Ом
Х10 = Хоб·К1 = 258·0,0083 = 2,2 Ом
/>
/> При параллельной работе
Хоб = Х1max+Xтр1= 9 +116,5=125,5 Ом
Хоб = Х1mix+Xтр1 = 25,2 +116,5=142Ом
Х10 = Хоб ·К1 = 125,5·0,0083 = 1,1 Ом
Х10 = Хоб·К1 = 142·0,0083 = 1,3 Ом
/>
/>
Израсчетов определили сопротивление на шинах 10 кВ ХСmin = 2,2 Ом.
7.Для определения тока КЗ в самом удаленном участке распределительной сетинеобходимо определить сопротивление проводов линии 10 кВ.
Длиналинии АС – 70 ℓ = 4,0 км.
АС-70-4(0,42+j0.4)= 1.68 + j1.6
Длиналинии А – 50
ℓ= 1,4 + 6,4 + 1,6 = 9,4 км
А– 50 – 9,4(0,576 + j0,4) = 5,4 + j3,76.
Сопротивлениедо точки К1 рис.3,6
1,68+ j1,6
5,49+ j3.76
+j2.2
7.08+ j7.56
Определяемкосвенное сопротивление
/>
8.Опре5деляем ток КЗ в точке К1
/> (3.42)
/>
/> (3.43)
/>
9.Определяем ток срабатывания защиты
/> (3.44)
гдеКч – коэффициент чувствительности защиты, равный 1,5.
/>
Наэлектромагнит отключения подается ток I = 5 А.
Выбираемкоэффициент запаса КЗ = 1,2
I =5·1,2 = 6 А
Принимаемуставки
IСЗ = 200 А
t =0,7 сек
РТ40/20
КТТ= 100/5
Перенапряжениев СЭС
Защиталиний электропередачи от грозовых перенапряжений.
Показателемгрозоупорности ВЛ является удельное число грозовых отключений линии на 100 кмдлины и 100 грозовых часов в году. Для конкретных линий рассчитывается числогрозовых отключений на полную длину и один год.
МолниезащитыВЛ имеет целью уменьшение до экономически обоснованного числа грозовыхотключений линии.
Косновным средствам молниезащиты ВЛ относят:
1.Защита от прямых ударов молнии с помощью тросовых молниеотводов, подвешенных налиниях напряжением 110 кВ и более на металлических и железобетонных опорах.
2.Выполнение сопротивления заземления опор.
3.Увеличение числа изоляторов в гирлянде часто поражаемых опор, в частности оченьвысоких переходных опор, что повышает импульсную прочность линейной изоляции.
4.Применение трубчатых разрядников для защиты ослабленной изоляции или отдельныхопор.
5.Соблюдение нормативных расстояний по воздуху при пересечении воздушных линиймежду собой и с линиями связи, а в случае линий на деревянных опорах применениетрубчатых разрядников, которые устанавливаются на опорах, ограничивающих пролетпересечения.
Рассмотримна примере расчета, требуется ли установка на ВЛ-110 кВ питающих РПС «Орлово»110 кВ защитного троса.
Приударе молнии в провод ВЛ в месте удара возникает напряжение пробоя.
Uпр ≈100·IМ (3.46)
ГдеIМ – ток молнии.
Еслиэто напряжение превысит импульсное 50% — Ное разрядное напряжение U50% гирлянды изоляторов (Uпр> U50%), она будет перекрыта при токе молнии:
IМ≥ IЗ = U50%/100 (3.47)
ГдеIЗ – ток «защитного уровня» линии.
ДляВЛ-110 кВ на железобетонных опорах гирлянда состоит из 7 изоляторов, имеющихвысоту 167 мм; общая строительная высота гирлянды равна 1169 мм. Импульснаяпрочность U50% такой гирлянды равна кВ.Следовательно «защитный уровень» ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах составит:
IЗ = U50%/100 = 550/100 = 505 кА
Вероятностьударов молнии с током 5,5 кА и более от общего количества ударов определим пографику зависимости вероятности перекрытия от тока молнии показанному нарисунке №3.7. Он составляет приблизительно 85%. Следовательно:
Р пер= 0,85
Примемсреднюю высоту подвеса Rср = 10м, /> = 0,7 для ВЛ – 110 кВ коэффициентперехода импульсной искры в силовую.
При50 грозовых часах в году (ПУЭ, Тюменская область) удельное число отключений:
nоткл = h·hc·Рпер·/> (3.48)
nоткл = 2·10·0,85·0,7
Следовательно,ВЛ-110 кВ будет работать ненадежно. Принимаем к установке грозозащитный трос.
Особоевнимание должно уделяться грозозащиты подстанции (РПС), на которую с воздушныхлиний электропередачи набегают импульсы перенапряжений.
Дляповышения надежности подстанций применяется прокладка на проходе линииметаллических полос в земле, соединяющих заземлители опор (устройствопротивовесов); специальные схемы с выносом РВ или ОПН с подстанции на линию(каскадный принцип грозозащиты).
/>
Рис.7Схема грозозащиты ВЛ-110 кВ
Ограничениеамплитуды импульса перенапряжения со стороны линий 10 кВ осуществляется спомощью трубчатого разрядника. В нашем случае при соединении с РПС ВЛ-10кабельной перемычкой, устанавливаем трубчатый разрядник. Схема защиты РПС ираспредсетей 10 кВ показана на рисунке 3.8
/>
Рис.8Схема грозозащиты ВЛ-10 к В
Длязащиты от внутренних перенапряжений (коммутационных) используют шунтирующиереакторы, электромагнитные трансформаторы. Но наиболее широкое применениеполучили коммутационные разрядники (комбинированные) за их простоту, надежностьи дешевизну. Разрядник ограничивает любые виды коммутационных перенапряжений, рассчитываяв своем резисторе часть энергии Такое глубокое ограничение внутреннихперенапряжений обеспечивает ОПН…
/>
Рис.9Токовые цепи дифференциальной защиты
/>
Рис.10 Токовые цепи МТЗ-110
/>
Рис.11 Операционные цепи дифференциальной защиты, МТЗ-110, газовой защиты
Работасхемы, состав.
Схемадифференциальной защиты состоит из трансформаторов тока с высокой сторонывторичные обмотки соединяются по схеме ∆, а с низкой стороны неполной Ỵ.
Такоесоединение нужно, чтобы убрать сдвиг по фазе 330º в силовомтрансформаторе.
SQ1-3– токовые блоки БИ-4.
КАW1-2– реле ДЗТ-11.
Токоваяцепь МТЗ-110 кВ.
Беретсявторой комплект трансформаторов тока и обмотки соединяются по схеме ∆.
РА1– амперметр тока (ток с высокой стороны силового трансформатора).
КАБ– установлено в шкафу АРН блокировки реле.
Блокируютработу РПН при КЗ на питающей линии 110 кВ
КА1– реле тока РТ-40, защищает от перегрузки, работает на сигнал.
КА2-КА4– реле РТ-40 на них сработано МТЗ-110 кВ.
Оперативныецепи.
U1 220 – через автомат подается наоперативные линии.
KSG1 –блок контакта верхнего поплавка газового реле.
KSG 2– блок контакта нижнего поплавка.
SX1-5– электрические накладки.
KH1-5– бленкер.
HL1-2– сигнальные лампы.
KT1-2– реле времени.
KL1-2– промежуточное реле.
Работадифференциальной защиты.
ПриКЗ в зоне действия дифференциальной защиты сработает реле ДЗТ-11 и контакты 1 –2.1 замыкаются и набирается цепь:
«+»КАW1.1- КАW2.1. – КН3 – SX3 — /> «-».
Сработаетбленкер КНЗ и укажет, что сработала дифференциальная защита. Сработает KL1, отнего пойдет команда на отключение масляника ввода. Сработает KL2 и пойдеткоманда на отключение трансформаторного масляника. Трансформатор отключается отсети.
РаботаМТЗ-110.
ПриКЗ за зоной действия дифференциальной защиты (внешенее КЗ) дифференциальнаязащита не работает так как ее работа тормозится тормозной обмоткой реле ДЗТ-11.В этом случае срабатывает МТЗ-110 кВ. Сработает реле КА2, КА3, КА4 и контакт КА2.1., КА3.1, КА4.1 замкнуты. Набирается цепь
«+»КА2.1– КА3.1. – КА4.1 – КТ1 — «-»
СработаетКТ1 реле времени и контакт ее КТ1.1 замыкается. И набирается цепь:
«+»КТ1.1– КН4 – SX4 – KL1 – KL2 — «-»
Вцепи сработает КН4 и укажет что сработала МТЗ-110 кВ, сработает KL1 и пойдеткоманда на отключение масляника ввода.
СработаетKL2и пойдет команда на отключение трансформаторного масленого выключателя.
Работагазовой защиты
Газоваязащита работает при КЗ внутри бака силового трансформатора. При малыхповреждениях внутри бака или утечка масла из бака силового трансформаторасрабатывает верхний поплавок газового реле и блок контакт KSG 1.1 замкнется:набирается цепь:
«+»- KSG1 – SX1 – KH1 – HL1 –«-»
Сработаетбленкер КН1 – сработал верхний поплавок газовой защиты и загорится HL1.
Прибольших повреждениях внутри бака, сработает нижний поплавок KSG2 и блок контактKSG2.1 – замкнется. Набирается цепь:
«+»КSG2.1–SX2 – КН2 – /> «-»
СработаетКН2 – укажет, что сработает нижний поплавок газовой защиты. Сработает KL1 идаст команду на отключение масляника ввода. Сработает КL2 и даст команду наотключение трансформаторного масляника.
Защитаот перегрузки
Еслиток в силовом трансформаторе увеличивается на 1,25 Iн, тосрабатывает защита от перегрузки выполнения реле КА4 включенного в фазу «В» иконтакт его КА4.1 замкнется. Набирается цепь:
«+»- КА1.1 – SX5 – КТ2 – «-»
Сработаетреле времени КТ2 и с установленной вздержкой времени замкнется КТ2.1 инабирается цепь:
«+»- КТ2.1 – КН5 – НL2 – «-»
Сработаетбленкер КН5 и укажет, что сработает защита от перегрузок и загораетсясигнальная лампа.
/>
Рис.12Схема электрического АПВ двукратного действия с комплектным устройством РПВ –258
Схемаприменяется на линии 10 кВ с электромагнитным приводом масленого выключателя.
Составсхемы:
SA1 –ключ управления, служит для отключения и включения масленого выключателя. Ключуправления трех позиционный.
KQT1 –реле повторитель, повторяет команду ключа, отключено.
РПВ– 258 – комплексное устройство.
Состоит:
КТ1-реле времени типа РВ-235.
КТ1.1– размыкающий контакт РВ-235.
КТ1.2– проскальзывающий контакт Рв-235
КТ1.3– упорный контакт РВ-235
С1,С2 – конденсатор
С1МБМ-100МкФ-450В
С2– МБМ-20МкФ-450В
KL1 –промежуточное реле с двумя обмотками
КН1– указательное реле, бленкер указывает, что пришел первый цикл АПВ
R1-R5- сопротивление
KQ1 –реле фиксации в положении масленого выключателя
KL1– промежуточное реле с двумя обмотками
SX1 –электрическая накладка, служит для вывода АПВ из работы
SX2 –электрическая накладка, делает из двух кратного АПВ однократное.
Работаавтоматики:
— Делаем КЗ устойчивое.
— Сработает МТЗ-10кВ.
— РЗА – КL2 – SQ0– УАТ
Сработаетэлектромагнит отключения.
Масляникотключения
SQ0 — разомкнется
SQВ – замкнется.
Начинаетсяцикл АПВ и набирается цепь:
R6 – RQ1 – K∟2
Сработаетреле положение фиксации, а магнитный пускатель не сработает, так как не хватаеттока.
KQ1.1- замыкание.
Набираетсяцепь:
«+»- КТ1.1 – КТ1 – KQ11 – «-».
Срабатываетреле времени.
КТ1.1– размыкается.
R1 – KT1 – KQ1.1
Последовательнос обмоткой включается R1, чтобы реле не сгорело. Через 2 секунды КТ1.2 –замыкается проскальзывающий контакт и начинается разряд емкости.
«+»– С1 – КТ1.2 – КН1 – КL – С1 – «-».
СработаетКН1 – прошел первый цикл АПВ и сработает KL1 и контакт KL1.1 замкнется.
KL1 – KL1.1 – КНЗ – SX1 – KL2.2– SQB – КМ1.
КНЗ– прошел общий цикл АПВ и сработал магнитный пускатель и подает напряжение наэлектромагнит выключения и масляник включится.
Еслина линии неустойчивое КЗ, то линия становится под напряжение. А если КЗустойчивое на линии, снова сработает МТЗ 10 кВ.
«+»- С1 – КТ1.2 – КН1 – KL1 – С1 – «-».
KL1.1замкнется.
Долженпроизойти разряд емкости, но емкость разряжаться не будет, так как не успелазарядиться.
KL1сработает.
KL1 – KL1.1 – КНЗ SX1 – KL2.2– SQВ – КМ1
Исвоими контактами КМ1 подает напряжение на электромагнит включения и масляниквключится.
Еслина линии КЗ не устойчивое, то линия встает под напряжение, а если КЗустойчивое, то снова сработает МТЗ 10 кВ. Набирается цепь:
РЗА– KL2 – SQo – УАТ
R6 – KQ1 – KL2.2 – SQ3 – KM1
Третийцикл АПВ проходит так как емкости С1 и С2 разряжены и зарядиться не успели,поэтому реле KL1 не работает и на контакте KL1.1 прохождение третьего цикла АПВблокируется.
Вывод:при двух кратном АПВ дважды подается напряжение на линию, а третий циклблокируется.
/>
Рис13Главная цепь
/>
Рис.14 Токовая цепь. МТЗ-10 кВ.
Составглавной цепи:
-ЦепьСШ-10 кВ.
— Ставиться линейный масляный выключатель, на фазу А и С установленытрансформаторы тока, фаза В- пустая.
Трансформаторытока имеют первичную обмотку Л1 и Л2 и две вторичныхобмотки ТА1 и ТА2.
Изобмоток ТА1-А и ТА1-С собирается токовая цепь. ТА2-С и ТА1-С используется дляизмерительных приборов (амперметр, счетчики активной и реактивной мощности). Ксекции шин подключается трансформаторное напряжение НТМИ-10, состоит изпятистержневого магнитопровода, на который обматывается три обмотки(высоковольтная соединяется в звезду и снимается переменное напряжение 100 В).
Вторая,в разорванный треугольник, с него снимается напряжение №U0.
/>
Подаетсяна измерительные приборы, на счетчики, запитываются обмотки сложных релейныхзащит.
Спомощью ТН производятся измерения напряжения на СШ-10 кВ. В рабочем положениинапряжение с разорванного треугольника не поступает, но а 100 В постоянно.
Приобрыве фазного провода на линии МТЗ не чувствует, потому что сеть 10 кВработает с изолированной нейтралью.
Вэтом случае появляется на разорванном треугольнике напряжение равное 3Uо, а кэтому треугольнику подключена обмотка промежуточного реле центральнойсигнализации.
Составтоковых цепей
Извторичных обмоток трансформатора тока собирается схема не полной звезды КА1 иКТ2 – реле тока типа РТ-40 устанавливается установка по току срабатывания.
Токовыецепи должны быть заземлены.
1.Запрещаетсяотключать токовые цепи от земли
2.Токовыецепи должны всегда быть замкнуты накоротко или на нагрузку.
Еслипроизойдет разрыв на токовых цепях, то на вторичной обмотке наведется 2 кВ.
Составоперативных цепей.
Наоперативные щинки подается постоянное напряжение ±220 В; подается странсформаторов собственных нужд через выпрямительный блок.
КТ1– обмотка реле времени.
КА1.1и КА2.1 – замыкающие контакты реле тока типа РТ-40.
КТ1.1– замыкающий контакт с выдержкой времени при срабатывании, устанавливается времясрабатывания защиты tСЗ МТЗ-10-0,7 С.
SX1 –электрическая накладка.
Работасхемы
ПриКЗ на ВЛ-10 кВ ток от места КЗ направляется в сторону генератора, проходит попервичным обмоткам токового трансформатора и наводится во вторичные и токовыереле КАЗ, КАЧ. Срабатывают и контакты КАЗ1 и КАЧ1 замыкается и набирается цепь:
«+»- КАЗ1 – КТ1 –«-»
Срабатываетреле времени КТ1 и КАЧ1 и через установленную выдержку времени замыкается КТ1.1и набирается цепь
КТ1.1– SX1 – КН1 – KL1
СработаетКН1 и укажет, что сработала МТЗ-10 кВ и сработает KL1 и масленый выключательотключится на ВЛ-10кВ.
Техникабезопасности
РПС– это объект повышенной опасности поражения электрическим током. Исходя изэтого, на РПС особое внимание уделяется вопросам охраны труда.
Привыборе месторасположения РПС учтены требования ПУЭ и СН и П: РПС максимальноприближена к центру электрических нагрузок, произведена увязка с генеральнымпланом района, учтен рельеф и геология местности.
Территорияподстанции ограждена внешним сетчатым забором высотой 1,8 м.
ВОРУ 110 кВ предусмотрен проезд вдоль выключателей для передвижныхмонтажно-ремонтных механизмов и приспособлений, а так же передвижныхлабораторий.
Ширинапроезда 3,5 м.
Планировкаплощадки ОРУ 110 кВ выполнена с уклоном для отвода линевых вод за пределытерритории. Кабели проложены в траншеях.
Дляобеспечения безопасности работ и осмотров ОРУ выдержаны следующие расстояния:от токоведущих частей до конструкций или ограждений высота не менее 900-1000мм; от токоведущих частей до максимального габарита транспортируемогооборудования – 1650 мм; от не огражденных токоведущих частей до земли или докровли зданий – 3600 мм; между токоведущими частями разных щелей по горизонталис обслуживанием одной щели при не отключенной другой – 2900 мм; от контакта илиножа разъединителя в отключенном состоянии до ошиновки, присоединенной ковторому контакту – 1100 мм.
Силовыетрансформаторы мощностью 6300 кВА установлены в низком фундаменте из сборногожелезобетона. К ним обеспечен подъезд для пожарных машин, доставки и выводатрансформаторов. Трансформаторы установлены так, чтобы отверстие выхлопнойтрубы не было направлено на близко установленное оборудование, кабельные муфтыи ошиновку. Для осмотров и ревизий трансформаторы снабжены станционнойлестницей.
Правилоокраски токоведущих частей: фаза А – желтый, фаза В – зеленый, фаза С –красный.
Всеоборудование РПС в местах присоединений имеет таблички с полным адресом, маркойи сечением. В таблице приведен перечень защитных средств, находящихся наподстанции. Все защитные средства, принятые в эксплуатацию, проходятсистематическую проверку и испытания.
Таблица7
Переченьзащитных средств№ Наименование защитного средства Ед. изм. Количество 1 2 3 4 1 Штанга изолирующая 110 кВ шт. 2 2 Штанга изолирующая 10 кВ шт. 2 3 Указатель напряжения 110 кВ шт. 2 4 Указатель напряжения 10 кВ шт. 2 5 Переносное заземление 110 кВ шт. 2 6 Переносное заземление 10 кВ шт. 2 7 Временные ограждения шт. 2 8 Защитные очки шт. 2 9 Противогаз шт. 2 10 Диэлектрические боты шт. 1 11 Диэлектрические перчатки шт. 2 12 Предупредительные шпагаты шт. 4 13 Изолирующие клещи 10 кВ шт. 2 14 Изолирующие клещи 0,4 кВ шт. 2
Общиеправила электробезопасности
Дляобеспечения безопасности работ на ОРУ-110 кВ приняты к установке разъединителиРНДЗ с заземляющими ножами, предусмотрена механическая блокировка, непозволяющая включить заземляющие ножи при включенных главных и наоборот.Наличие заземляющих ножей исключает необходимость установки переносныхзаземлений, что значительно повышает безопасность работ и снижает аварийность.
Всеячейки КРУН-10 к В имеют механическую блокировку, которая исключает возможностьвыката тележки при включенном выключателе, возможность закатить тележку привыключенных заземляющих ножах, включить заземляющие ножи при включенномвыключателе.
Постоянныйконтроль изоляции в сети тока производителя по показаниям приборов,присоединенных к трансформаторам напряжения 3х3 09 – 10. Для контроля изоляциитакже применяются трансформаторы тока типа установленные в КРУ на каждойотходящей линии.
Расчетконтура заземления
Рассчитываемзаземление ПС со следующими данными:
— наибольший ток КЗ на стороне 110 кВ, равен 4 кА,
— на стороне 10 кВ ток КЗ равен 3,4 кА,
— климатический район III,
— грунт вместе сооружения двух слойный, глубина залегания второго слоя равна 1,7,
— удельное сопротивление слоев Р1 = 130 Ом·м, Р2 = 45 Ом·м.
Состороны 110 кВ требуется сопротивление заземления не более 0,5 Ом, а со стороны10 кВ – 10 Ом.
1.Сопротивление искусственного заземлителя рассчитываем с учетом использованияестественного заземления системы – тросы, опоры.
/>
гдеRиз – сопротивление заземления состороны 110 кВ не более 0,5 Ом.
RС – сопротивление естественногозаземления системы: тросы, опоры, равное 2 Ом.
/>
2.Расчетное удельное сопротивление верхнего слоя грунта
/>
гдеКс – коэффициент сезонности многослойной земли, равный 2,7.
/>
3.Расчет нижнего слоя грунта
ρ2р= ρ2
ρ2= 45 Ом·м
4.Определяем сопротивление растекания одного вертикального электрода – уголка СТ50 длиной 2,5 м при погружении его ниже уровня земли на 0,6 м.
RО.В.Э = А·ρ2
ГдеА – коэффициент зависимости от ρ1/ ρ2 = 7,8от ℓ = 2,5 м, от эквивалентного диаметра уголка d = 0,95·b =0,95·0,08 = 0,076 м и равный 0,314.
RО.В.Э = 0.314·45 = 14.13 Ом
5.Принимаем число вертикальных заземлителей
/>
гдеКвиэ – коэффициент использования, равный 0,68
/>
6.Определяем сопротивление растекания горизонтальных электродов (полос 40х4)приваренных к вертикальным заземлителям по глубине 0,6 м от поверхности.
RГЭ = ρ2·В
гдеВ – коэффициент зависимости, равный 0,31
RГЭ = 45·0,31 = 13,95.
7.Определяем действительное сопротивление горизонтальных электродов
/>
гдеКигэ – коэффициент использования, равный 0,29.
8.Уточняем сопротивление вертикальных электродов
/>
/>
9.Уточняем число вертикальных электродов
/>
гдеRивэ – коэффициент использования вертикальных электродов, равный0,41
/>
Принимаем51 вертикальных электродов.
10.Проверим горизонтальный заземлитель (полоса 4х40) на термическую стойкость итокам КЗ на землю.
/>
55,5мм2
гдеIКЗ – 4 кА,
tn — время потекания тока КЗ, равное 1сек.,
ℓ- длина полосы – 72 м.
Следовательно,полоса 40х4 удовлетворяет условию термической стойкости.
/>
Рис.15Схема заземления ПС
Пожарнаябезопасность
ТерриторияОРУ 110 кВ относится к категории Г по пожарной опасности. Конструкции ОРУвыполнены из несгораемых материалов (железобетон, метал). Здание ЗРУ выполненоиз огнестойких панелей ( предел огнестойкости не менее 3 ч.). Отходящие кабели10 кВ проложены в траншее. Под трансформаторами ТМН-6300, согласно ПУЭ, выполненымаслоприемники с бортовыми организациями, заполненные чистым гравием. Объеммаслоприемника рассчитан на прием 100% масла трансформаторов. Маслоприемникисоеденены с маслосборниками, выполненными в виде подземного резервуара припомощи трубопроводов. Расстояние в свету между трансформаторами 11 метров,предусмотрим распределительную перегородку с пределом огнестойкости не менее1,5 часа, шириной равной ширине маслоприемника и высотой, равной высоте вводов110 кВ.
ЗРУ10кВ имеет 3 выхода, расположенных с противоположных торцов здания. Двериоткрываются наружу и имеют самозапирающиеся замки, открываемые без ключа состороны ЗРУ.
НаРПС предусмотрен противопожарный водопровод с гидрантом, питающимся отцентральной сети водоснабжения.
ПомещениеЗРУ оснащено огнетушителями типа ОУ-8 в количестве 8 штук и ОП-5 в количестве 3шт. На РПС также имеется передвижной уплотненный огнетушитель ОУ-25, извещательручной, типа ПК, ящик с песком 0,5х3м и совок к нему.
Расчетмощности РПС
РПСрасполагается в зоне с 40-60 градовыми часами в году. Следовательно, потребованиям ПУЭ нужно организовать защиту подстанции от ПУМ. Защите подлежатошиновка, и аппараты ОРУ, трансформаторы, шинные мосты 10 кВ от трансформаторовдо здания ЗРУ и само здание ЗРУ.
Длязащиты РПС от ПУМ примем два стоящих напротив молниеотвода. Один установим наОРУ-11 кВ, другой на ЗРУ 10 кВ.
Расстояниемежду молниеотводами типа СМ-30м. высота молниеотвода 18 м. Зона защитыСМ-конус. Вершина конуса на расстоянии от земли
h0= 0,85·28 = 23.8 м.
Науровне земли зона защиты образует круг радиусом r0.
r0= (1,1 – 0,002h)h = (1,1 –0,002)·28 =29,2 м.
Радиусзащиты rх на высоте hх = 8 м защищаемого оборудования:
rх= (1,1 – 0,002R)(h — hх/0,85)
=(1,1 – 0,002·28)(28 – 8/0,85) = 19,4 м.
Высотазоны защиты hс над землей в середине между молниеотводами:
hс= h0– (0,017 + 3·10-4R)(ℓ — h)
hс= 23,8– (0,017 + 3·10-428)(30 — 28) = 23,4 м.
Широтазоны защиты на высоте 8 м в середине между молниеотводами:
/>
Зоназащиты двойного молниеотвода представлена на рисунке.
/>
Рис.16.Схема двойного молниеотвода
Расчетвентиляции помещения аккумуляторной батареи РПС
НаРПС установлена аккумуляторная батарея типа СК-14:
— номинальная емкость 30 Ач,
— количество аккумуляторов – 20 шт.
Помещенияаккумуляторных и кислотных, находящихся в режиме постоянного надзора батарей,при напряжении не более 2,2В на элемент являются взрывоопасными только в периодформовки и заряда. В связи с этим в помещениях аккумуляторных батарей на периоднормальной эксплуатации должна предусматриваться естественная вентиляция с гарантированнымоднократным обменом.
Впериод формовки заряда и после ремонта батарей следует принимать инвентарныеприточные передвижные установки. При этом производительность приточныхустановок должна превышать производительность на 10%.
Взимнее время с целью предохранения от переохлаждения на стоянкахвоздухопроводов, предусмотренных для вытяжки из нижней зоны, прикрываютдроссель-клапаны для уменьшения воздухообмена.
Воздуховодывытяжной системы должны быть сварными из тонколистовой стали, с кислоупорнымпокрытием с двух сторон и не должны иметь лаков, фланцев, задвижек.
Вытяжнаяшахта от вытяжного вентилятора выводится наружу на 1,5 м выше кровли здания.Вентиляционная система должна обслуживать только помещения аккумуляторныхбатарей и кислотную, и не должна включаться в общую систему вентиляции здания.Подача приточного воздуха должна предусматриваться в нижнюю зону со скоростьюне более 2 м/с. Вытяжные вентиляционные агрегаты аккумуляторных батарей икислотных помещений должны выполняться во взрывоопасном исполнении.
Прокладкаметаллических вентиляционных воздуховодов непосредственно над банкамиаккумуляторных батарей не допускается.
Расчеттребуемого объема воздуха для вентиляции аккумуляторных помещений (м3/ч),должен определяться из условия разбавления паров серной кислоты до предельнодопустимой концентрации по формуле:
/>
гдеХк – количество электролита, выделяющегося из аккумуляторов с газамимг/ч,
с– предельно допустимая концентрация паров серной кислоты, равная 1 мг/м3,для СК 14
Хк= 1,5 mνН.
Гдеm – количество паров серной кислоты, выносимых в воздух 1 дм3, дляоткрытых аккумуляторов типов С и СК, покрытых стеклами, m = 0,57 мг/дм3,
νН – объемводорода, выделяемого при заряде самой большой батареи дм3/ч.
νН = 0,0425 С10n
гдеС10 – номинальная емкость аккумуляторов при 10-ти часовом режимезаряда,
n –числа аккумуляторов в батарее.
Подставляяэти значения в формулу определения требуемого объема воздуха, получаем:
А= 0,036·С10·n =0,036·2,2·20 = 1,59 м3/ч.
Вразделе использовались:
МПБ105-95 – нормы пожарной безопасности.
СНи П 21-07-97 – классификация зданий по степени огнестойкости, конструктивной ифункциональной.
СНи П 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений».
ГОСТ12.1 030-81 ССБТН-1.08.87 – Электробезопасность, защитное заземление,зануление.
ГОСТ12.1 038-82 ССБТН-1.04.88 – Электробезопасность, предельно допустимые уровнинапряжения и токов
СНи П 23.05-95 – Естественное и искусственное освещение «Нормы проектирования».
СНи П 2.04.05-91 – Отопление, вентиляция.
ГОСТ12.0.003-80 ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы.
Расчеткапитальных затрат на реконструкцию ПС-110/10 кВ «Орлово»
Сметакапитальных затрат приведена в таблице 8.
Таблица8
Сметакапитальных затрат на реконструкцию ПС 110/10 кВ «Орлово»Наименование оборудования
Ед.
изм Кол Стоимость единицы, ты сруб. Всего тыс. руб оборудов. монтажные работы общая 1.Разъеденитель РНДЗ-110/630-У1 шт. 6 3,3 0,6 3,9 23,4 2.Выключатель ВМТ-110/630 шт. 2 58,5 1,1 59,6 119,2 3.Разъеденитель РНДЗ2-110/630-У1 шт. 6 3,9 0,6 4,5 27,0 4. ОПН-110-У1 шт. 3 3,38 0,3 3,68 11,0 5. ОПН-35 У1 шт. 2 0,91 0,3 1,21 2,42 6. ЗОН-110 шт. 2 2,18 0,2 2,38 4,76 7.Трансформатор ТМН-3600/110 шт. 1 445 5,4 450,4 450,4 8. Ячейки КРУН-10 шт. 10 31 0,8 31,8 31,8 9.Воздушная линия 10 кВ км. 20 50,8 6,8 57,6 1152 10. КТП-10/04 шт. 10 1135 7,5 1147,5 11475 ИТОГО 13583
Сметнаястоимость оборудования с учетом монтажа 13583 тыс. рублей.
Накладныерасходы 17,2% — 2309,1 тыс. рублей.
Итогос накладными расходами 15892,1 тыс. рублей.
Плавныенакопления – 8% — 1087 тыс. рублей.
Прибавкак местным условиям (КТ – 1,2).
Итого– 16979 тыс. рублей.
Рассчитываемдва варианта выполнения подстанции.
Вариант1 — с одним трансформатором типа ТМН мощностью 6,3 МВА.
Вариант2 — с двумя трансформаторами типа ТМН мощностью по 2500 кВА каждый.
Дляобеспечения нормы надежности электроснабжения потребителей второй и третейкатегории при первом варианте необходимо построить две воздушные линии ВЛ–10кВ. Одну длиной 4 км, вторую – 6 км… Установить дополнительно 6 штукКТП–10/0,4 и 2 пункта АВР. Провод на ВЛ–10 кВ АС-50. Опоры ВЛ-10 кВжелезобетонные.
Привтором варианте для обеспечения норм надежности необходимо установить на ВЛ-10кВ два пункта автоматического секционирования.
Длясравнения определим приведенные годовые затраты (ЗГ) по первому ивторому вариантам.
Вариант1.
1.Капиталовложения по первому варианту:
К1= КП + КВЛ-10 + ККТП + КАВР = 1197+ 576 + 688,5 + 14,4 = 2476 тыс. руб.
гдеКП — капитальные вложения подстанции, тыс. руб.;
КВЛ-10 — капитальные вложения на строительство ВЛ-10 кВ, тыс. руб.;
ККТП — капитальные вложения на КТП-10/0,4, тыс.руб.;
КАВР — капитальные вложения на пункты АВР, тыс.руб.
Дополнительныекапиталовложения КД не устанавливаем, так как они одинаковые дляобоих вариантов.
2.Ежегодныеиздержки производства:
а)Отчисления на амортизацию
/>
б)Расходы на эксплуатацию, число условных единиц
nу.е.=nтр+nприс10+nАВР+nКТП=1·22+10·2,1+2·2,4+2,3·6=61,8 у.е.
Иэ= γ· nу.е = 70·61,8 = 4326 руб. = 4,3 тыс.руб.
в)Стоимость потерянной электроэнергии. Стоимость 1 кВт·ч потерянной энергии втрансформаторах ПС-110/10 кВ для работы в Сибири.
Ич= 0,73 + 2350/h = 0,73 = 2350/3500·Куд = 0,73 + 0,77·50 = 40коп/(кВт·ч).
ГдеКуд – коэффициент удорожания.
Потеримощности в трансформаторе ТМН-6300/100.
∆РМН= 50 кВт, ∆РС = 13 кВт.
Стоимостьпотерянной в трансформаторе энергии за год (руб.).
/>
Годовыеиздержки составят:
ИГ1= Иа + ИЭ + ИП = 159 + 4,3 + 70 = 233,3тыс.руб.
Приведемгодовые затраты по 1 варианту:
ЗГ1= ЕП·К1 + ИГ1 = 0,12·1197 + 233,3 = 376,6 тыс.руб.
Таблица
Сметакапитальных затрат на реконструкцию ПС-110/10 кВ «Орлово»Наименование оборудования Ед. изм. Кол-во Стоимость единицы, тыс. руб. Всего, тыс. руб Оборуд.
Монтажн
работы Общ. 1. Разъеденитель РНДЗ-110/630-У1 шт. 6 3,3 0,6 3,9 23,4 2.Выключатель ВМТ-110/630 шт. 2 58,5 1,1 59,6 119,2 3. Разъеденитель РНД32-110/630-У1 шт. 6 3,9 0,6 4,5 27,0 4. ОПН-110-У1 шт. 3 3,38 0,9 3,68 11,0 5. ОПН-35-У1 шт. 2 0,91 0,3 1,21 2,4 6. ЗОН-110 шт. 2 2,18 0,2 2,38 4,7 7. Трансформатор ТМН-6300/110 шт. 1 445 5,4 450,4 450,4 8. Ячейки КРУН-10 шт. 10 31 0,8 31,8 318 ИТОГО на ПС 956 1. ВЛ-10кВ км. 10 50,8 6,8 57,6 576 2. КПТ-10/0,4 шт. 6 113,5 7,5 121 726 3. Пункт АВР шт. 2 6,6 0,6 7,2 14,4 ИТОГО 1316
Сметнаястоимость оборудования «ПС» с учетом:
Монтажныхработ – 956 тыс. руб.
Накладнеерасходы 17,2% — 164 тыс. руб.
Плановыенакопления 8% — 76,5 тыс.руб.
Итогопо смете: 1197 тыс. руб.
Общаястоимость «ПС» и линий 10 кВ – 2272,4 тыс. руб.
Вариант2.
1.Капиталовложения
К1= КП + КВЛ-10 + ККТП + КАВР = 1295+ 576 + 688,5 + 14,4 = 2575 тыс. руб.
Стоимостьсилового трансформатора – 260 тыс. руб.
Остальноеоборудование такое же.
2.Ежегодныеиздержки производства
а)Отчисления на амортизацию
/>
б)Расходы на эксплуатацию, число условных единиц.
nу.е.=nтр+nприс10+nАВР+nКТП=2·22+10·2,1+2·2,4+2,3·6=83,8 у.е.
Иэ= γ· nу.е = 70·83,8 = 5866 руб. = 5,9 тыс.руб.
в)Стоимость потерянной электроэнергии в двух трансформаторах типа ТМН-2500/110 загод:
∆РМН= 22 кВт, ∆РС = 6,5 кВт.
/>
Годовыеиздержки.
ИГ2= Иа + ИЭ + ИПТ = 165 + 5,9 + 82 = 252,9тыс.руб.
Приведенныегодовые затраты составят:
ЗГ2= ЕП·К2 + ИГ2 = 0,12·2575 + 252,9 = 561,9 тыс.руб.
Превышениегодовых затрат по второму варианту:
∆ЗГ2= 561,9 – 376,6 = 185,3 тыс. руб.
Впроцентах к затратам по 1 варианту:
/>
Еслиприведенные годовые затраты по сравниваемым вариантам отличаются не более чемна 5%, то принимаем вариант имеющий технические преимущества. В нашем случаевыбирается вариант №1 с Т1 – 6,3 МВА.
Даннаявыпускная квалификационная работа выполнена на тему – «Повышение надежностиэлектроснабжения потребителей н.п. Орлово Армизонского района Тюменской областис выбором оборудования на ПС 110/10 кВ «Орлово»». В процессе выполненияквалификационной выпускной работы был произведен анализ деятельностипредприятия за последние три года. В специальной части были произведены расчетытоков короткого замыкания. Выполнен расчет дифференцированной защиты на релесерии ДЗТ-11, расчет максимальной токовой защиты на стороне 110 кВ и 10 кВ.Рассчитаны ТСН-10 кВ и ТН-10 кВ. А также описана работа газовой защиты, защитыот перегрузки и перегрева силового трансформатора. В конструкторской разработкевыполнены и описаны работы токовых цепей дифференциальной защиты МТЗ-110 кВ,двукратного АПВ и МТЗ-10 кВ. В разделе «Безопасность жизнедеятельности описанатехника безопасности, пожаробезопасности и выполнен расчет контура заземления имолниезащиты РПС. Также прилагается графическая часть, состоящая из восьмичертежей:
1.Первичная схема ПС 110/10 кВ.
2.План ПС 110/1- кВ.
3.Схема токовых цепей дифференциальной защиты.
4.Схема МТЗ-10 кВ.
5.Схема двукратного АПВ.
6.Схема соединения реле ДЗТ-11.
7.Анализ организационно экономической деятельности предприятия.
8.Схема заземления оборудования ПС-11-/10 кВ.
Литература
1. Андреев В.Л.Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. – М.: Высшая школа, 1991г.
2. Баумштейн И.А.Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. М.: Энергоиздат,1981 г.
3. Брусенцов В.Ф.Охрана труда и противоаварийная безопасность. М.: колос, 1996 г.
4. Будзко И.А.,Лещинская В.И. Электроснабжение с/х.- М.: Колос, 2000 г.
5. Будзуко И.Д.Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов. – М.:Колос, 1985 г.
6. Водяников Методикатехнико-экономического расчета средств электрификации и автоматизации. – М.;МИИСЛ, 1987,
7. Зайнишев А.В.,Николаев Н.Я. Методические указания к разделу «Безопасность труда».-Челябинск.: ЧГАУ,-1994 г
8. Качанов И.Л.Курсовое и дипломное проектирование. М.: Колос, 1980 г.
9. О составе затрати единых норм. — М.: Финансы и статистика,
10. Правила устройства электроустановок.М.: Энергоиздат, 1985 г.
11. Рожкова Л.Д. Электрооборудованиестанций и подстанций. М.: Энергоиздат, 1987 г.
12. Федоров А.А., Старков Л.Е. Учебноепособие для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат, 1987 г.
13. Шабад М.А. Расчет релейной защиты иавтоматики распределительных систем. – Ленинград: Энергоатомиздат, 1985 г.,