Реконструкция подстанции 'Сенная 100/35/10 кВ'

Реконструкция подстанции 'Сенная 100/35/10 кВ'

Введение

Актуальность темы обусловлена тем, что ухудшение технического состояния силового оборудования ПС «Сенная 110/35/10 кВ» является одной из основных причин роста повреждаемости. Необходимость реконструкции ПС возникает и по условиям морального износа: необходимость изменения схемы, замены трансформаторов; при этом должно меняться изношенное оборудование. Проблема техперевооружения и реконструкции ПС в связи со старением основных фондов и моральным износом является в современных условиях решающей для обеспечения живучести и надежности электроэнергетики. Реконструкция подстанции позволит повысить надежность электроснабжения и качество электроэнергии у потребителей, а так же снизить потери электроэнергии и как следствие затраты на эксплуатацию.

Стратегия проведения работ по техперевооружению и реконструкции ПС должна учитывать финансовое положение «Сарэнерго» и строиться в ближайшие годы в направлении продления ресурса оборудования, применения восстановительных технологий. Продление ресурса оборудования неминуемо скажется на увеличении объема работ по устранению физического и морального износа объектов электрических сетей в будущем.

Преодоление дефицита финансовых и материальных ресурсов для проведения реконструкции невозможно без привлечения крупномасштабных инвестиций.

При замене оборудования на ПС рекомендуется ориентироваться на лучшие образцы оборудования, выпускаемого отечественными заводами. Использование оборудования производства иностранных фирм должно относиться к «приоритетным» объектам в случаях отсутствия аналогов в номенклатуре отечественных заводов.

Общие требования Госстроя РФ по организации проектирования электросетевого объекта изложены в «Порядке разработки, согласования, утверждения и состава обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений» (Минстрой РФ, 1995 г., СП 11-101-95, СНиП 11-01-95) и «Инструкции о порядке разработки, согласования, утверждения и состава проектной документации па строительство предприятий, зданий и сооружений» (Минстрой РФ, 1995 г., СНиП 11-01-95).

Госстрой РФ продлил действие СНиП 11-101 - 95 и СНиП 11-01-95 в качестве рекомендуемых положений в части, не противоречащей федеральным законам и постановлениям Правительства РФ (письмо Госстроя РФ от 20.03.03 №СК-1692/3).

В данном дипломном проекте рассмотрен вопрос реконструкции подстанции «Сенная 110/35/10 кВ». Решение этого вопроса заключается в том, чтобы после реконструкции подстанция имела наилучшие технико-экономические показатели, то есть при минимальных затратах денежных средств, оборудования и материалов она обеспечивала требуемую надежность электроснабжения и качество электроэнергии. Кроме того, при проектировании задача по электроснабжению решается комплексно, с учетом перспективы развития потребителей.

Проектирование проводилось в соответствии как с общими директивными и нормативными документами (ПУЭ, ПТЭ и т.д.), так и со специально разработанными для ПС материалами.

Целью данного дипломного проекта явилась установка нового оборудования, отвечающего требованиям изменившегося режима работы с учетом перспективы развития. А именно: установка трансформаторов большей мощности; выбор новой аппаратуры релейной защиты и автоматики; установка распределительного устройства более современной серии и специально разработанной для него быстродействующей селективной световой дуговой защиты; а также произвести замену морально и физически устаревших масляных выключателей на вакуумные.

1. Реконструкция подстанции «Сенная 110/35/10 кВ» для электроснабжения прилегающих поселков

Характеристика подстанции «Сенная 110/35/10 кВ»

Источники разработки являются результаты преддипломной практики.

Подстанция питается от ПС «Терешка» 220/110/35/6:

Линия 1 протяженностью 3.28 км Сенная -110кВ, марка АС-150/24

Линия 2 протяженностью 3.28 км Казановка -110кВ, марка АС-150/24

ПС «Сенная» 110/35/10кВ питает три категории потребителей:

% - I категория

% - II категория

% - III категория

На ПС установлены два трансформатора Т1 и Т2:

Т-1:

тип ТДТН-10000/110, мощностью 10 МВА, зав. №75379, год выпуска 1969,

объем масла - 16,9 т.

Нормативный срок службы - 25 лет, отработан.

Техническое освидетельствование запланировано Северо-Восточным ПО в 2011 году.

Силовой трансформатор введен в эксплуатацию в 1970 г.

Т-2:

тип ТМТН-6300/110, мощностью 6,3 МВА, зав. №164, год выпуска 1982, объем масла - 16,3 т.

Нормативный срок службы - 25 лет, отработан.

Техническое освидетельствование запланировано Северо-Восточным ПО в 2011 году.

Силовой трансформатор введен в эксплуатацию в 1983 г.

Реконструируемая подстанция «Сенная 110/35/10 кВ» предназначена для питания прилегающих поселков. Максимальная мощность подстанции, с учетом увеличения нагрузки, в зимний период составляет 20,21 МВА, в летнее время 13 МВА.

По категории электроприемников:

% - I категория;

% - II категория;

% - III категория.

Питается подстанция «Сенная 110/35/10 кВ» от подстанции «Терешка 220/110/35/6 кВ»:

цепь: воздушной линией протяженностью 3,28 км «Сенная»,

цепь: воздушной линией протяженностью3,28 км «Казановка».

Максимальная мощность трансформаторов:

;

где  - расчетная мощность нагрузки на шины НН,

 - расчетная мощность нагрузки на шины СН.

;

где  - расчетная мощность нагрузки на шины НН;

 - расчетная мощность нагрузки на шины СН.

W_год = åРi ∙ Тi;

среднегодовую нагрузку:

Р_ср = ;

Р_ср =  МВт.

коэффициент заполнения графика:

К_н = ;

К_н =

продолжительность использования максимальной нагрузки:

Т_max = ;

Т_max =  ч.

Время максимальных потерь r:

В связи с тем, что обычно графики нагрузок отсутствуют, для расчетов принимают значения времени максимальных потерь r. В течение этого времени при наибольшей нагрузке потери энергии получаются такими же, как и при нагрузке, изменяющейся в течении года по действительному графику. Значение r определяется по эмпирической формуле [8]

r = ;

r =  ч.

2. Главная схема электрических соединений, конструктивная часть и выбор силового оборудования

Основные требования к главным схемам электрических соединений:

Ø  схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки по надежности электроснабжения с учетом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;

Ø  схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через ПС в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети;

Ø  схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать возможность восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации средствами автоматики без вмешательства персонала;

Ø  схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;

Ø  число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырех при повреждении трансформатора.

Реконструкцией ПС выполняется в связи:

Ø  с отработанным сроком службы трансформаторов;

Ø  с увеличением нагрузок существующих потребителей;

Ø  подключением новых и переводом ПС на постоянный оперативный ток.

Расширением подстанции предусматривается выполнение:

ОРУ 110 кВ по схеме (110-4) «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии»;

ОРУ 35 кВ по схеме (35-9) «Одна рабочая секционированная выключателем система шин»;

РУ 10 кВ по схеме (10-1) «Одна секционированная выключателем система шин».

В существующих шкафах 10 кВ типа К-37 демонтируются масляные выключатели марки ВМПП-10 и устанавливаются вакуумные марки ВБУЭЗ-10-20/1000У2 (в двух секциях).

На подстанции устанавливаются два трехобмоточных трансформатора мощностью 16000 кВА с регулированием напряжения под нагрузкой.

Существующий трансформатор собственных нужд ТМ-63 демонтируется. На подстанции устанавливаются два трансформатора собственных нужд типа ТМ-100/10/0.4 кВ. Для компенсации емкостных токов на напряжении 35 кВ предусмотрена установка дугогасящей катушки типа РЗДСОМ-310/35У1.

Щит постоянного тока комплектуется тремя шкафами: шкаф ШСН-1201 ввода и секционной связи и двумя шкафами отходящих линий ШСН-1203.

Щит собственных нужд переменного тока подстанции комплектуется пятью панелями типа ПСН: одна панель ввода и секционной связи ПСН-1101-78 и четыре панели отходящих линий ПСН-1114-78.

Щиты собственных нужд устанавливаются в здании ОПУ.

Защита от грозовых и коммутационных перенапряжений осуществляется с помощью устанавливаемых ОПН, а от прямых ударов молнии существующими молниеотводами. Вновь устанавливаемое оборудование присоединяется к существующему контуру заземления полосой 40х4 мм².

2.1 Технические решения реконструкции ПС «Сенная 110/35/10 кВ»

КТП-110 выполняются замена трехполюсных автоматических отделителей типа АД-110 и однополюсных короткозамыкателей типа КЗ-110 на элегазовые выключатели марки ВГТ-110 // * - 40/2500У1.

Схема вторичных соединений (защита, управление, автоматика и сигнализация) выполнена на переменном оперативном токе 220 В от трансформатора собственных нужд.

Управление всеми элементами подстанции осуществляется при помощи механических кнопок, имеющихся на пружинных приводах выключателей, а также на приводах выключателей. На КТП предусмотрены следующие устройства автоматики: электрическое мгновенное АПВ на выключателях отходящих линий 10 кВ; электрическое частотное АПВ при восстановлении частоты до заданного значения; устройство АЧГ на отходящих линиях 10 кВ; автоматическое отключение выключателя при действии защиты трансформатора; автоматическое восстановление питания шин низшего напряжения с помощью устройства АВР на 2-х трансформаторных подстанциях; АПВ вводного выключателя 10 кВ; автоматическое регулирование напряжения АПН на шинах, осуществляемое с помощью встроенного в силовой трансформатор устройства РПН; автоматическое включение обдува трансформатора при мощности более 10000 кВА и выше; автоматическое включение обогрева счетчиков; защита минимального напряжения на стороне 10 кВ при действии АВР на секционном выключателе.

На КТП предусмотрена сигнализация следующих режимов: аварийного отключения электрического присоединения; исчезновения напряжения на одной из секций шин; отказа автоматического возврата к первоначальной схеме подстанции; повреждения в цепях оперативного тока; действия газовой защиты; от перегрузки трансформатора; повышения температуры масла; неисправности зарядного устройства.

Фиксация причины действия сигнализации на подстанции осуществляется указательными реле, включенными в индивидуальные цепи аварийной и предупреждающей.

В комплект поставки КТПБ входят следующие элементы:

) шкафы КРУН, комплектуемые в соответствии с заказом;

) блоки с высоковольтной аппаратурой;

) металлоконструкции и опорные изоляторы порталов вводов 110 кВ;

) устройство освещения и заземления;

) ошиновка ОРУ 110 кВ;

) токопроводы, соединяющие выводы 6 - 10 кВ силовых трансформаторов со шкафом ввода в КРУН;

) кабельные конструкции;

) металлоконструкции для установки КРУН, аппараты высокочастотной связи и инвентарно-пожарного шкафа;

) кронштейны с опорными изоляторами для крепления ошиновки;

) шкаф для подстанционного оборудования;

) металлические элементы ограды;

) инвентарь и метизы для крепления конструкций.

В комплект заводской поставки КТПБ не входят:

а) силовые трансформаторы;

б) аппаратура высокочастотной связи;

в) силовые и контрольные кабели;

г) металл для контура заземления;

д) рельсы для установки трансформаторов.

Для подбора трансформаторов на подстанции 110/35/10 кВ определено, что целесообразно иметь в ПС два уровня напряжений 110/35 и 110/10 кВ. После обоснования такого решения подбираются трансформаторы 3-х обмоточные в соответствии с выбранными уровнями напряжений.

2.2 Обоснование выбора трансформаторов для реконструируемой ПС

Нагрузочной способностью трансформаторов называется совокупность допустимых нагрузок и перегрузок трансформатора. Исходным режимом для определения нагрузочной способности является номинальный режим работы трансформатора на основном ответвлении при номинальных условиях места установки и охлаждающей среды, определяемых соответствующим стандартом или техническими условиями.

Допустимым режимом нагрузки называется режим продолжительной нагрузки трансформатора, при котором расчетный износ изоляции обмоток от нагрева не превышает износа, соответствующего номинальному режиму работы. Перегрузочным считается такой режим, при котором расчетный износ изоляции превосходит износ, соответствующий номинальному режиму работы.

Основанием для ограниченных во времени нагрузок работы трансформатора, в том числе и выше номинальной, является неполная нагрузка трансформатора в период, предшествующий допустимой нагрузке, и пониженная температура охлаждающей среды (воздуха или воды).

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой (по техническим условиям) перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание полной нагрузки.

Трансформаторы с повышенной нагрузочной способностью (на основе применения форсированной системы охлаждения) мощностью до 100 МВА включительно класса напряжения 110 и 220 кВ выбираются в соответствии с действующими нормативными документами и заводскими инструкциями.

При росте нагрузок сверх расчетного уровня увеличение мощности ПС производится, как правило, путем замены трансформаторов на более мощные. Установка дополнительных трансформаторов должна быть обоснована и согласована с заказчиком.

На ПС 110 кВ с трехобмоточными трансформаторами при сочетании суммарных нагрузок по сетям СН и НН, не превышающих в течение расчетного периода и последующих пяти лет номинальной мощности выбираемого трансформатора, целесообразно выбирать трансформатор с неполной мощностью обмоток СН и НН.

В соответствии с вышеизложенными указаниями рассмотрим варианты установки силовых трансформаторов

На подстанции «Сенная 110/35/10 кВ» для составления графиков нагрузки и определения ее пиков проводятся летние и зимние режимные дни.

На основании данных полученных в ходе режимного дня и полученных перспективных потребляемых мощностей на стороне 10 кВ и 35 кВ строим графики нагрузки, на которых так же в виде прямой показываем мощности проектируемых трансформаторов.

Предполагаемая нагрузка ПС «Сенная 110/35/10 кВ» в зимний период не соответствует номинальной мощности трансформатора ТДТН-10000/110-76У1 на стороне 10 кВ и в отдельные часы превышает номинальную мощность трансформатора ТДТН-10000/110-76У1 на стороне 10 кВ более чем на 187%.

Можно сделать предположение, что трансформатора ТДТН-10000/110-76У1 подходит для установки в реконструируемой ПС «Сенная 110/35/10 кВ» для использования самостоятельно в летние время и в параллельном режиме в зимний период.

Рассмотрим возможность использования трансформатор ТДТН-16000/110-76 в реконструируемой ПС «Сенная 110/35/10 кВ».

Предполагаемая нагрузка ПС «Сенная 110/35/10 кВ» в зимний период соответствует номинальной мощности трансформатора ТДТН-16000/110 на стороне 10 кВ и в отдельные часы превышает номинальную мощность трансформатора ТДТН-16000/110-76У1 на стороне 10 кВ не более чем на 117%. Можно сделать предположение, что трансформатора ТДТН-16000/110-76У1 подходит для установки в реконструируемой ПС «Сенная 110/35/10 кВ» для самостоятельной работы в зимний период.

Рассмотрим возможность использования трансформатор ТДТН-25000/110-76У1 в реконструируемой ПС «Сенная 110/35/10 кВ».

Предполагаемая нагрузка ПС «Сенная 110/35/10 кВ» в зимний период соответствует номинальной мощности трансформатора ТДТН-25000/110-76 на стороне 10 кВ и в отдельные часы не превышает номинальную мощность трансформатора ТДТН-25000/110-76У1 на стороне 10 кВ в пределах 75%. Можно сделать предположение, что трансформатора ТДТН-25000/110-76У1 недогружён и не подходит для установки в реконструируемой ПС «Сенная 110/35/10 кВ» из-за недозагруженности.

На основе расчетных данных по мощности, в таблицу заносятся паспортные данные трансформаторов и определяются параметры трансформаторов: активная, индуктивная составляющие сопротивления трансформатора по расчетным формулам.

Паспортные данные трансформатора ТДТН-16000/110/35/10

Годовой график по продолжительности нагрузок подстанции строится по характерному зимнему и летнему графику. Продолжительность зимнего периода 183 суток, а летнего периода 182 суток.

По годовым графикам вычисляют количество электроэнергии, потребляемое проектируемой подстанцией за год.

Мощность трансформаторов двух трансформаторной подстанции определяется на основании технико-экономического сравнения двух вариантов мощности

S_T1 = ;

где: S_max - максимальная нагрузка подстанции;

К_II - коэффициент участия потребителей II категории;

К_ав - принятый коэффициент допустимой аварийной нагрузки.

Аварийная длительная перегрузка силовых масляных трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц на 40% (К_ав = 1,4) допускается по ПУЭ [1] в течении не более 5 суток, время максимума нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки, если нагрузка в до аварийном режиме не превышала 93% номинальной.

Принимаем К_ав = 1,4 так как время максимума нагрузки не превышает 6 часов, а является 5 часов в сутки. Отсюда:

S_T1 =  МВА.

Округляем до большего стандартного значения по шкале ГОСТ 9680-77.

Годовые потери электроэнергии в трансформаторах состоит из потерь холостого хода и нагрузочных потерь. Если два одинаковых параллельно работающих трансформатора не отключаются при снижении нагрузки, то годовые потери холостого хода находят по числу часов их работы равно 8760 количество часов в году, а нагрузочные потери - по времени наибольших потерь r ≈ 1677,7 час.

Годовые потери электроэнергии для трехфазного трехобмоточного трансформатора составляют:

∆W_р.год.= n ∙ Р^/∙8760 +;

Q_x = ;

Q_x =  Мвар.

P^/_x = P_x + K_эк∙Q_x;

P^/_x = 26 + 0,08∙136 = 36,88 кВт.

Q_k = ;

Q_k =  квар.

P^/_к = P_к + K_эк∙Q_к;

P^/_к = 85 + 0,08∙1680 = 219,4 кВт.

В трехфазных трехобмоточных трансформаторах годовые потери определяют по формуле (при этом принимают S_нн = S_сн = 0,5∙S_ном и Р_{к нн} = Р_{к сн} = 0,5∙ Р_{к вн}):

∆W_р.год.= n ∙ Р^/∙8760 +=

= 2 ∙ 36,88∙8760 +0,5

=1020,6 МВт ч/год.

2.3 Экономическое обоснование проекта. Интегральные показатели экономической эффективности инвестиций

Целью реконструкции является установка нового оборудования, отвечающего требованиям изменившегося режима работы с учетом перспективы развития. А именно: установка трансформаторов большей мощности; выбор новой аппаратуры релейной защиты и автоматики; установка распределительного устройства более современной серии и специально разработанной для него быстродействующей селективной световой дуговой защиты; а также произвести замену морально и физически устаревших масляных выключателей на вакуумные.

Определим срок окупаемости инвестиций на реконструкцию с использованием интегральных показателей экономической эффективности.

К числу интегральных показателей экономической эффективности относятся:

интегральный эффект или чистый дисконтированный доход (ЧДД);

индекс доходности (ИД);

внутренняя норма доходности (ВНД).

Интегральный эффект (Э_инт) определяется как сумма текущих (годовых) эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).

Величина интегрального эффекта Э_инт (чистого дисконтированного дохода) вычисляется по формуле:

Э_инт = ЧДД = ∑ (R_t − З_t) ∙ α _t ∙ К_д;

где: R_t - результат (доходы), достигаемый на первом шаге расчета;

З_t - затраты (без капитальных), осуществляемые на 1-м шаге расчета;

Т - продолжительность расчетного периода, или горизонт расчета (принимается по согласованию с руководителем проекта);

α _t - коэффициент дисконтирования.

α_t = ;

где: Е - норма дисконта, равная приемлемой для инвертора норме дохода на капитал (принимается по рекомендации консультанта);

t - номер шага расчета, как правило, по годам начиная с момента начала осуществления проекта.

Величина дисконтированных капиталовложений:

К_д = ∑ К_t ∙ α _t;

где: К_д - сумма дисконтированных капиталовложений;

К_t - капиталовложения на t-м шаге.

Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений:

ИД = ;

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта Е, при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям.

Таким образом Е_ВН (ВНД) является решением уравнения:

;

Если расчет интегрального эффекта (ЧДД) проекта дает ответ на вопрос, является он эффективным или нет при заданной норме дисконта Е, то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал, капиталовложение в данный проект оправдано.

Срок окупаемости - минимальный временной интервал (от начала проекта), за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) неотрицательный.

Иными словами, это период (измеряемый в годах или месяцах), после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления. Срок окупаемости находится графически после определения интегральных эффектов.

Показатели финансовой эффективности.

После определения интегральных показателей экономической эффективности проекта, необходимо оценить финансовое состояние предлагаемого проекта. В качестве критериев финансовой оценки используется рентабельность производства, рентабельность продукции.

Рентабельность продукции вычисляется по формуле:

Р% = ;

где: П_ч - чистая прибыль производственно-хозяйственной деятельности t-го года тыс. руб./год;

R_t - выручка от реализации t-го года, тыс. руб./год.

В дополнение к стоимостным показателям в оценке эффективности проекта следует использовать производительность труда, удельные расходы и потери энергии.

Исходные данные

1. При определении капиталовложений в энергообъекты были использованы справочные материалы.

. Норма доходности рубля (норма дисконта) Е=10% (0,01) (рекомендации консультанта).

. В работе использован прогноз тарифов на электроэнергию с 2011 года.

. При определении затрат на обслуживание энергообъекта принимается норма на обслуживание Р_о=6% от капиталовложений (рекомендации консультанта).

. Горизонт расчета (период, за который определяются будущие расходы и доходы) определяется исходя из следующих факторов:

а) сроков строительства, эксплуатации и ликвидации объекта;

б) нормативных сроков службы технологического оборудования;

в) ожидаемой массы прибыли и т.д.

Порядок расчета таблицы

«Ожидаемые ТЭП системы электроснабжения»

. Учитывая вышеизложенное и рекомендации консультанта структуру и распределение во времени доходов и расходов показываем в таблице по всем годам за весь срок жизни проекта.

. Энергообъект строится 3 года за счет собственных средств. Инвестиции по годам строительства распределяется следующим образом:

год - 20% от общей суммы инвестиций;

год - 50% от общей суммы инвестиций;

год - 30% от общей суммы инвестиций;

. Учитывая особенности передачи и распределения электроэнергии, а также невозможность (в рамках требований государственного стандарта и учебного плана) проследить и учесть все взаимосвязи и влияние работ проектируемой системы электроснабжения на конечные результаты деятельности предприятия в целом, рекомендуется в ряде случаев (по согласованию с консультантом экономической части дипломного проекта) в качестве товарной продукции условно принимать объем передаваемой электроэнергии по системе электроснабжения. Выручка от реализации в этом случае рассчитывается по формуле:

R_t = I ∙ W_t ∙ C_эt;

где: I - индекс к стоимости объема передаваемой электроэнергии (0,07÷0,8)

W_t - объем передаваемой электроэнергии по системе электроснабжения кВт∙ч/г;

C_эt - тариф на электроэнергию, руб./кВт ∙ ч.

. Строка «Налоги и сборы» заполняется после расчета прибыли от реализации продукции в расчетном году. Сумма всех налогов и сборов по годам условно рассчитываются как произведение прибыли от реализации продукции и условной ставки (среднего коэффициента) суммы всех налогов, сборов и отчислений:

Н_t = (R_t ─ 3_t) · n_t;

Прежде чем распределить по годам затраты, необходимо принять (по указанию консультанта по экономической части проекта) продолжительность строительной стадии, т.е. количество лет или месяцев от начала осуществления объекта до момента ввода его в эксплуатацию, затем распределить равномерно (или неравномерно) по годам первоначальные капиталовложения.

При выборе схем электроснабжения определения структур З_t и расчет экономических элементов этого показателя производится по формуле:

З_t = И_эt + И_ot + Н_t;

где: И_эt - стоимость потерь электроэнергии t-го года, тыс. руб.;

И_эt - отчисления на эксплуатационное обслуживание t-го года, тыс. руб.;

Н_t - налоги и сборы t-го года, тыс. руб.;

Пример расчета ТЭП за 2014 год.

. Выручка от реализации электроэнергии:

В = С_т · W · i;

где: С_т - тариф на электроэнергию;- объем транспортируемой электроэнергии;

i - индекс к стоимости объема перерабатываемой электроэнергии.

Выручку рассчитываем с 2014 по 2023 год т.к. первые три года (2011-2013) подстанция или СЭС не работает. Идет строительство объекта.

Выручка для последующих годов определяется аналогично.

. Капиталовложения в проект составляют К_ПС=82 млн. руб. При определении Капиталовложения в ПС использовались коэффициент удорожания к ценам 2005 г. К_уд=1,5 (рекомендации консультанта), учитывался НДС в размере 18%, кроме того для получения полной стоимости ПС к базисным показателям добавлены затраты на благоустройство и временные здания и сооружения, проектно - изыскательские работы и авторский надзор, прочие работы и затраты. Средние значение указанных затрат составляют: 1-1,5% - благоустройство и временные здания и сооружения, 10-11% - проектно-изыскательские работы и авторский надзор, 4-5% - прочие работы и затраты.

- 20% от капиталовложения - 16400 т. руб.

. Затраты на потери электроэнергии в СЭС:

И_пот = С_т · ∆W;

где: ∆W - потери электроэнергии в СЭС (т.кВт·ч).

∆W_р.год.= n ∙ Р^/∙8760 +=

= 2 ∙ 36,88∙8760 +0,5

=1020,6 МВт ч/год

И_пот2014 = 2,71 · 1020,6 = 2765,8 т. руб.

Затраты на потери для последующих годов определяется аналогично.

4. Отчисления на эксплуатационное обслуживание:

И_обсл. = 6% · К/100;

где: К - общая сумма капиталовложений СЭС.

И_обсл. рассчитывается с 2014 по 2023 год (эта величина будет постоянной по годам этого периода).

И_обсл. = 6% · 82000/100 = 4920 т. руб.

. Прибыль валовая:

П_вал = В ─ И_пот ─ И_обсл.;

П_вал2014 = 68729,9 - 2765,8 - 4920 = 61044,1 т. руб.

Прибыль валовая для последующих годов определяется аналогично.

. Налоги и сборы:

Н = 0,6 · П_вал;

Н₂₀₁₄ = 0,6 · 61044,1 = 36626,47 т. руб.

7. Чистая прибыль:

П_чист = П_вал ─ Н;

П_{чист 2014} = 61044,1 - 36626,47 = 24417,64 т. руб.

Чистая прибыль для последующих годов определяется аналогично.

. Чистый доход (без дисконтирования):

ЧД = П_чист2011 ─ К;

ЧД = 24417,64 - 0 = 24417,64 т. руб.

9. Чистый дисконтированный доход:

ЧДД = ЧД ·α;

ЧДД₂₀₁₄ = 24417,64 · 1 = 24417,64 тыс. руб.

Этот показатель рассчитывается с 2011 по 2023 год.

. Чистый дисконтированный доход с нарастающим итогом: сложить все чистые дисконтированные доходы за предыдущие года.

. Рентабельность продукции:

Р = ;

Р₂₀₁₄ =

Рентабельность продукции для последующих годов определяется аналогично.

Этот показатель рассчитывается с 2014 по 2023 год. Затем все показатели рентабельности продукции складываются, и рассчитывается средняя рентабельность:

;

лет - расчетный период работы подстанции.

. Удельная себестоимость трансформации электроэнергии:

;

_год - количество электроэнергии, потребляемое проектируемой ПС за год.

13. Индекс доходности:

;

 руб./руб.

. Внутренняя норма доходности:

;

+34338+17255,2=12013,6+10382,5+8964,3+

+7760,9+6712,05+5799,09+5022,13+4330,72+3742,9+3241,64;

В результате получили 67993 ≈ 67969, верное тождество, следовательно, ВНД составляет 19,4%.

Технико-экономическое обоснование проекта

Проект реконструкции экономически выгоден, так как индекс доходности ИД больше 1, внутренняя норма доходности ВНД проекта составляет 19,4%, что выше заданной нормы доходности рубля (10%). Окончательное решение остается за инвестором, который сравнит ВНД с альтернативной стоимостью вложения капиталов.

2.4 Расчет токов короткого замыкания трансформаторов

Ток короткого замыкания является тем критерием, исходя из которого производится выбор всего электрооборудования, от изоляторов до выключателей, уставок релейной защиты и самой конструкции подстанции.

В дальнейших расчетах принимаем:

х₇=6,25%;

х₄=0.

Дальнейший расчет производим с выражением всех сопротивлений в именованных единицах. Определяем сопротивление ВЛ-110 кВ:)

х₁=х₂=х_о×L, (4.4)                                                                                                                (4.4)

х₁=х₂=0,204×3,28= 0,66 Ом.

где х_о - удельное индуктивное сопротивление 1 км ВЛ-110 кВ проводом АС-150/24 [8];

L - протяженность ВЛ-110 кВ «Терешка-Сенная» (по проекту).

Подстанция питается от системы «бесконечной» мощности, следовательно, сопротивление системы принимаем равным нулю.

С учетом преобразования получаем расчетную схему замещения при раздельной работе трансформаторов, показанную на рисунке 9.

Расчет тока короткого замыкания в точке К₁:

а) раздельная работа трансформаторов.

Определяем действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания в точке К₁. При питании точки короткого замыкания от системы «бесконечной» мощности, действующее значение периодической составляющей I_k равно действующему значению установившегося тока короткого замыкания I_¥:

;

Мощность короткого замыкания в точке К₁:

,

Ударный ток в точке К₁:

,

где k_уд=1,6¸1,717 - ударный коэффициент для систем, с которой подстанция связана воздушными линиями ВЛ-110 кВ [8];

б) параллельная работа трансформаторов на шины 35 кВ.

Определяем сопротивление элементов схемы, в соответствии с рисунком 10, относительно базисного напряжения U_б1=115 кВ:

Согласно схемы замещения на рисунке 10, видно, что ток короткого замыкания равен сумме токов:

Сопротивление в цепи тока I_k1^* равно:

Тогда:

Суммарный ток в точке К₁:

Мощность короткого замыкания:

Ударный ток:

Расчет тока короткого замыкания в точке К₂.

Определяем сопротивление элементов схемы замещения согласно рисунка 12, относительно базисного напряжения U_б2=37 кВ:

а) раздельная работа трансформаторов.

Сопротивление до точки короткого замыкания К₂:

Ток короткого замыкания в точке К₂:

Мощность короткого замыкания в точке К₂:

Ударный ток:

б) параллельная работа трансформаторов на шины 35 кВ.

Определим сопротивления элементов схемы для схемы преобразования в соответствии с рисунком 14:

Определим сопротивление до точки короткого замыкания для расчетной схемы на рисунке 14.:

Ток короткого замыкания в точке К₂:

Мощность короткого замыкания:

Ударный ток:

Расчет тока короткого замыкания в точке К₃.

Определим сопротивления схемы замещения для точки короткого замыкания К₃ относительно базисного напряжения U_б3=10,5 кВ:

а) раздельная работа трансформаторов.

Расчетное сопротивление точки короткого замыкания К₃:

Ток короткого замыкания в точке К₃:

Мощность короткого замыкания в точке К₃:

Ударный ток:

б) параллельная работа трансформаторов на шины 35 кВ.

Для упрощения схемы используем метод «перегиба». Условно перегибаем эквивалентную схему по оси симметрии AB, и накладываем правую часть на левую. Сопротивления, которые при наложении совпадают (совмещаются), соединяются параллельно (кроме х₈ и х₇), то есть:

Расчетное сопротивление точки короткого замыкания К₃:

Ток короткого замыкания в точке К₃:

Мощность короткого замыкания:

Ударный ток:

где k_уд=1,82¸1,9 - ударный коэффициент, для систем, с которой сборные шины 6-10кВ подстанции связаны через трансформатор мощностью до 63 МВА [8].

Результаты расчетов токов короткого замыкания в расчетных точках схемы сводим в таблицу.

Таблица результатов расчета токов короткого замыкания

.5 Выбор и сравнение технических характеристик КРУН различных марок

Шкафы КРУН применяют, как правило, для комплектования распределительных устройств подстанций энергосистем, а также в составе комплектных трансформаторных подстанций.

Отказ от строительства зданий, в которых размещались КРУ внутренней установки, и переход на применение шкафов КРУН со стационарно установленным оборудованием обеспечили большой экономический эффект за счет значительного сокращения строительных работ.

Освоение промышленного производства новых конструкций шкафов КРУН с выдвижными элементами помимо экономической эффективности обеспечило так же целый ряд эксплуатационных преимуществ, а именно:

Ø  повысилась надежность и бесперебойность энергоснабжения потребителей за счет возможности быстрой замены вышедшего из строя выключателя, установленного на выдвижном элементе резервным выключателем или выключателем менее ответственного потребителя;

Ø  появилась возможность круглогодичного, в любую погоду, выполнять осмотры, текущие и капитальные ремонты;

Ø  значительно увеличились параметры шкафов КРУН по номинальному току за счет отказа от применения стационарных разъединителей, улучшились условия прокладки силовых кабелей;

Ø  появилась возможность обеспечить размещение современных сложных схем релейной защиты, автоматики, управления, сигнализации и одновременно сократить расход контрольных кабелей;

Ø  представилась возможность значительно сократить на стройплощадке работы по монтажу, наладке, регулировке и приемочным испытаниям шкафов КРУН за счет перенесения работ по укрупнению блочности и повышению монтажной готовности в централизованные мастерские;

Ø  резко сократились сроки ввода в эксплуатацию подстанции в целом. [3]

В данном дипломном проекте приведены технические данные КРУН 3-х различных серий и выбран оптимальный вариант для установки на подстанции «Сенная 110/35/10 кВ» [7,8].

Технические данные шкафов КРУ

Как видно из таблицы 6 наиболее лучшими техническими характеристиками обладают КРУН серии К-59 это проявляется в том, что эта серия обладает наиболее широкими возможностями в отношении встраиваемого оборудования, кроме того, только в эти КРУ возможно встраивать как масляные, вакуумные и даже газовые выключатели. Эта серия более современная и широко применяется в «Сарэнерго», то есть персонал обслуживающий подстанции знаком с устройством КРУН этой серии и не требуется дополнительного обучения и инструктажей. К тому же у КРУН серий К-37 и К-34 существуют существенные недостатки, которые исключены в КРУН серии К-59, а именно:

ü  в КРУН серии К-37 существуют механизмы для закатывания ячеек, которые часто выходят из строя;

ü  кроме того сборные шины в КРУН серии К-37 расположены в верхней части КРУН, что создает сложности при осмотре и ремонтах;

ü  главный недостаток КРУН серии К-34, то, что в них отсутствует коридор управления, то есть тележки с масляными выключателями на салазках выкатываются прямо на улицу, что затрудняет их обслуживание зимой;

ü  так же при частом выкатывании тележек происходит деформация шторок;

ü  кроме того штепсельные разъемы для подключения сигнализации и управления находятся внизу ячейки, из-за этого происходит их частое повреждение.

Принимаем решение в качестве КРУН на подстанции «Сенная 110/35/10 кВ» применить КРУН серии К-59

КРУ 10 кВ наружной установки серии К-59

Комплектное распределительное устройство наружной установки серии К-59 для умеренного климата представляет собой в общем случае отдельно стоящие блоки высоковольтных ячеек с коридором управления, шкаф трансформатора собственных нужд (ТСН) и шкаф ВЧ-связи. В КРУ исполнения У1 может входить навесной шкаф с трансформаторами напряжения, может так же поставляться отдельно стоящие шкафы с трансформаторами напряжения (ТН) типа НАМИТ.

КРУ серии К-59У1 предназначены для приема и распределения электрической энергии переменного трех фазного тока промышленной частоты 50 и 60 Гц напряжением 6 и 10 кВ.

КРУ серии К-59 применяют в качестве распределительных устройств 6 - 10 кВ, в том числе и распределительных устройств трансформаторных подстанций, включая комплектные трансформаторные подстанции (блочные) 35/6-10, 110/6-10,110/35/6-10 кВ.

КРУ серии К-59 рассчитано для работы в условиях климатических районов У и ХЛ (в нашем случае У). Категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543-70.

Температура окружающего воздуха для исполнения У1 не выше +40^оС и не ниже -40^оС (эпизодически -45^оС).

Нормальная работа КРУ серии К-59 обеспечивается при следующих условиях:

высота над уровнем моря не выше 1000 м;

скорость ветра - до34 м/сек при толщине льда до 20 мм, при отсутствии гололеда скорости ветра - до 40 м/сек.

КРУ серии К-59 соответствует требованиям ГОСТ 14693-77 и имеет сертификат соответствия требованиям нормативных документов.

2.6 Выбор и сравнение технических характеристик вакуумных выключателей разных марок

Подстанция «Сенная 110/35/10 кВ» была введена в эксплуатацию в 1970 году. С тех пор на ней периодически проводились капитальные и текущие ремонты с определенными интервалами, проверкой защит и высоковольтными испытаниями оборудования. Запасные части менялись лишь в том случае, если в этом нужна была крайняя необходимость.

В сетях защиты, сигнализации и автоматики никакой реконструкции не проводилось. Это все говорит о том, что необходимо заменить морально и физически устаревшее оборудование, к тому же выработавшее свой нормативный срок. Поэтому принимаем решение, при реконструкции старое оборудование заменять полностью и менять его на новое, с установкой комплектного распределительного устройства наружной установки напряжением 6 кВ с вакуумными выключателями.

Выбор в пользу вакуумных выключателей объясняется тем, что в современной энергетике они имеют широкое применение и зарекомендовали себя как надежное и долговечное оборудование. Кроме того, они имеют ряд преимуществ перед масляными выключателями, а в частности: полная взрыво- и пожаробезопасность; возможность осуществления сверх быстродействия и применения для работы в любых циклах АПВ; надежное отключение емкостных токов холостых линий; малая масса; малые размеры; относительно малая мощность привода; легкая замена дугогасительной камеры; простота эксплуатации.

Сейчас наша промышленность выпускает достаточно много различных вакуумных выключателей различных марок и серий. Принцип работы у них одинаковый, отличаются они, лишь конструктивным исполнением и каждый из них имеет свои преимущества.

В данном дипломном проекте приводится сравнение вакуумных выключателей двух заводов изготовителей, сравнивая их технические характеристики, и особенности и обосновываем свой выбор одного из них.

Для сравнения возьмем вакуумные выключатели промышленной группы ООО РК «Таврида электрик» марки ВВ/ТЕL-10-20/1000У2 [3,8] и группы компаний «Электрощит» ТМ Самара марки ВБУ-10-20/1000У2. [3,8]

Оба эти вакуумных выключателя предназначены для эксплуатации в сетях трех фазного переменного тока частотой 50 Герц, номинальным напряжением 6-10 кВ с изолированной и компенсированной нейтралью в нормальных и аварийных режимах.

Вакуумный выключатель марки ВВ/ТЕL-10-20/1000У2

ВВ - выключатель вакуумный

ТЕL - фирменная марка выключателя

- номинальное напряжение, кВ

- номинальный ток отключения, кА

- номинальный ток, А

У - климатическое исполнение

- категория размещения

Вакуумный выключатель ВВ/TEL применяют в ячейках КРУ внутренней и наружной установки, а также в камерах КСО, как при новом строительстве, так и при замене выключателей прежних лет выпуска. В основе конструктивного решения выключателя лежит использование по фазных электромагнитных приводов с «магнитной защелкой» механически связанных с валом. Параллельно соединенные катушки электромагнитных приводов фаз выключателя при выполнении команд подключаются к предварительно заряженным конденсаторам в блоках управления такая конструкция позволяет достичь следующих основных отличительных особенностей вакуумных выключателей ВВ/ТЕL:

ü  высокий коммутационный и механический ресурс.

ü  отсутствие необходимости в проведении текущих, средних и капитальных ремонтов

ü  питание от сети постоянного, выпрямленного и переменного и переменного оперативного тока в широком диапазоне напряжений.

ü  малое потребление мощности по цепям оперативного питания.

ü  высокое быстродействие при включении и отключении.

ü  возможность отключения при потере оперативного питания.

ü  совместимость с любыми существующими типами ячеек КРУ и КСО.

ü  допускается работа в любом пространственном положении.

ü  малые габариты и вес.

ü  все вакуумные выключатели серии ВВ/ТЕL полностью испытаны на соответствие требований российских стандартов и имеют сертификаты соответствия системы ГОСТ.

Вакуумный выключатель ВБУЭ(П) 3 - 10 - 20/1000У2

В-выключатель.

Б - вакуумный.

У - унифицированный.

Э (П) - тип привода электромагнитный «Э», пружинно - моторный «П».

- номер варианта конструктивного исполнения.

- номинальное напряжение, кВ.

- номинальный ток отключения, кА.

- номинальный ток.

У - вид климатического исполнения.

- категория размещения по ГОСТ 15150.

Вакуумный выключатель ВБУ изготавливаются с двумя типами приводов, пружинно - моторными и электромагнитными. У каждого привода есть достоинства и недостатки. Если анализировать мировой опыт, в распределительных электрических сетях установлены вакуумные выключатели с пружинно - моторными приводами. Эти сети характеризуются достаточно редкими коммутациями, но исключительными требованиями по надежности электроснабжения потребителей. Пружинно - моторные привода полностью соответствуют этим требованиям, у них меньший по сравнению с электромагнитными приводами коммутационный ресурс, но обеспечено ручное включение выключателя под нагрузкой, даже при полном отсутствии питания на шинках управления, кроме того пружинно - моторные привода потребляют для заводки пружины включения очень маленький ток 1,5 А, это упрощает схему цепей вторичной коммутации ячейки и позволяет обойтись без установки дорогостоящих и требующих обслуживания аккумуляторов или блоков аварийного питания включения. Электромагнитные привода применяют там, где требуется большой коммутационный и механический ресурс и не требует дополнительного обслуживания и регулировок в процессе всего срока службы. Выключатель ВБУ имеет следующие неоспоримые преимущества:

ü  универсальность - возможность установки электромагнитных или пружинно - моторных приводов;

ü  возможность ручного включения выключателя под нагрузкой;

ü  наличие встроенных в привод выключателей расцепителей;

ü  простота конструкции;

ü  высокая надежность;

ü  легко встраивается в различные типы КРУ;

ü  возможность установки привода отдельно от выключателя;

ü  высокий коммутационный ресурс;

ü  хороший теплоотвод рабочих поверхностей;

ü  лучшее среди всех отечественных и зарубежных выключателей соотношение «цена - качество»;

ü  выключатели сертифицированы по системе ГОСТ.

Технические характеристики обоих выключателей приведены в таблице.

подстанция трансформатор электрооборудование реконструкция

Технические характеристики вакуумных выключателей

Как видно из таблицы выключатели обладают практически одинаковыми техническими характеристиками и выбор приходится обосновывать исходя из эксплуатационных и экономических соображений.

Полюс вакуумного выключателя марки ВБУ имеет разборную конструкцию, то есть он более ремонтопригоден. У вакуумных выключателей марки ВВ/ТЕL по фазные электромагнитные привода, что усложняет и удорожает конструкцию. Как указано в инструкции к вакуумному выключателю марки ВБУ он не требует дополнительных регулировок на протяжении всего срока службы (так же в случае износа контактов). Очень важно, что у этого выключателя обеспечивается воздушная изоляция между верхним и нижним токосъемом камеры это позволяет изготовить исключительно сбалансированную по теплоотводу конструкцию. Кроме всего вакуумный выключатель с электромагнитным приводом на 23 тысячи дешевле, чем выключатель марки ВВ/ТЕL. Выключатель марки ВБУ выбираем с электромагнитным приводом, поскольку он дешевле, а уступает он выключателю с пружинно-моторным приводом только тем, что включить его можно под нагрузкой даже при отсутствии оперативного тока, но это больше применимо на подстанциях, где присутствуют потребители 1-й категории, на подстанции же «Сенная 110/35/10 кВ» потребители: 5% - I категория; 15% - II категория; 80% - III категория.

После сравнения вариантов принимаем решение использовать на подстанции «Сенная 110/35/10 кВ» вакуумные выключатели марки ВБУЭЗ-10-20/1000У2 с электромагнитными приводами.

.7 Выбор основного оборудования и токоведущих частей

Выбор аппаратов и токоведущих частей для проектируемого РУ начинается с определения по заданной электрической схеме расчетных условий, а именно: расчетных токов присоединений, расчетных токов короткого замыкания, расчетных параметров восстанавливающегося напряжения на полюсах выключателя и др. Расчетные величины составляют с соответствующими номинальными параметрами аппаратов и проводников, выбираемыми по каталогам и справочникам.

.7.1 Выбор гибких шин ВН и сборных шин ВН

В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины выполненные проводами АС. При заданном рабочем токе, сечение проводника можно выбрать таким, чтобы приведенные затраты были минимальны. Плотность тока в гибких шинах 110 кВ соответствовала экономической плотности тока.

Так как число часов использования максимума нагрузки в год равна 3136,3 часов, то по [9] для неизолированного провода и алюминиевых шин нормированная экономическая плотность тока_эк = 1,1 А/мм²

I_раб. =

_{ном. тр} - номинальная мощность трансформатора (кВА)_ВН - номинальное напряжение ВН (кВ)_раб. =  А.

Сечение проводников должно быть проверено по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение

Принимаем по [9] провод АС - 95 мм² и I_доп = 330 А, d = 13,5 мм

а) Проверяем на максимально допустимый ток нагрузки._{раб. max} = I_раб ∙ 1,4

_{раб. max} = 83,978 ∙ 1,4 = 117,569 А.

Условие выполнено I_{раб. max} = 117,569 А < I_доп =330 А.

б) Выбранное сечение проверяем на термическое действие тока к.з.

В_К = I²_n.o ∙ (t_отк + Т_а)

В_К = 12,871² ∙ (0,16+0,05) = 34,789 кА² ∙С

Время отключения к.з., требуемое для оценки термической стойкости аппаратов, определяется по времени действия основных релейных защит и полному времени отключения выключателей.

t_откл. = t_рз + t_отк.в

t_откл. = 0,1+0,06 = 0,16 с

Минимальное сечение проводника, отвечающее требованию его термической стойкости при к.з. определяем по формуле

 мм².

C - функция шины алюминиевые 91 [6]._min =  мм².

Очевидно, что проводник сечением q будет термически стойким, если выполняются условия q ≥q_min= 95 мм² ≥ q_min = 64,815 мм², следовательно шины АС-95 мм² удовлетворяют термической стойкости т.к. сечение провода больше минимально допустимого для 110 кВ, по условию нормы, поэтому проверку на нормирование не проводим.

в) Выбираем подвесные изоляторы по рабочему напряжению.

Количество изоляторов в гирлянде по рабочему напряжению выбираются исходя из длины пути утечки, требуемого для данного класса напряжения при данной загрязненности местности, и пути утечки, обеспечиваемого типом изолятора, выбранного по электромеханическим нагрузкам. При этом используется не геометрическая длина пути утечки изолятора, а действительная потеря равна:

l_эфф. =

_из. - длина пути утечки не менее для изолятора ПС12-А = 325 мм

К - коэффициент эффективности использования пути утечки 1,2 [9]

l_эфф. =  мм

Требуемая длина пути утечки определяется по удельному пути утечки l_о для различной степени загрязнения участка. Принимаем населенную местность вне защищенного интервала, степень II, рекомендуемая длина утечки для II степени 1,5 см/кВт = 15 мм/кВт.

Определяем количество изоляторов ПС ПС12-А в гирлянде по рабочему напряжению

=

_л - наибольшее допустимое линейное напряжение данного класса изоляции.=  шт. принимаем 7 штук в гирлянде

Для натяжных гирлянд электромеханические условия работы и их условия замены значительно тяжелее, поэтому для класса напряжения 110 кВ их применяют на один изолятор больше. Следовательно, принимаем окончательно 8 штук.

г) Выбираем сборные шины ВН.

Так как сборные шины по экономической плотности не выбираются [2], принимаем сечение по допустимому току, при минимальной нагрузке на шинах, равной току наибольшего участка, это перемычка. Выбираем сборные шины из алюминиевых труб по формуле

_раб =

_раб =  А._{max. раб.} = 1,4 · I_{рабmax. раб.} = 1,4 · 83,978 = 117,569 А.

Выбираем сечение алюминиевых труб [8]. Внутренний диаметр 13 мм^2, наружный диаметр 16 мм², допустимая нагрузка 295 А, сечение 68 мм².

По условию нагрева в продолжительном режиме шины проходят_max.= 117, 569А < I_доп = 295 А.

Проверяем шины на термическую стойкость к току к.з. по формуле

q _min =

_min =  мм²;

Это минимальное сечение по условию термической стойкости.

q _min = 64,815 мм² < q _труб = 68 мм², следовательно, шины термически стойкие.

Жесткие шины, укрепленные на изоляторах, представляют собой динамическую колебательную систему, находящихся под воздействием электродинамических сил. В такой системе возникают колебания, частота которых зависит от массы и жесткости конструкции. Электродинамические силы, возникающие при к.з. имеют составляющие, которые изменяются с частотой 50 и 100 Гц. Если собственные частоты колебательной системы шины - изоляторы совпадут с этими значениями, то нагрузки на шины и изоляторы возрастут. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц, то механического резонанса не наступает.

Для проверки шин на электродинамическую стойкость производим механический расчет шин. Наибольшее удельное усилие, действующее на среднюю фазу при трехфазном к.з. равно:

_расч = ;

- расстояние между фазами равно 2 метра_у³ - ударный ток трехфазного замыкания равно 30,033 кА_расч =  Н/м.

Момент сопротивления для алюминиевых труб [8] относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см³:

= ;

- внешний диаметр трубы- внутренний диаметр трубы= см².

напряжение в материале шины при воздействии изгибающего момента:

σ _расч = ;

- длина пролета между опорными изоляторами вдоль шинной конструкции

σ - допустимый изгибающий момент для алюминиевого сплава [8] равно 75,9 МПа

σ _расч =  мПа.

σ _расч = 1242, 818 МПА ≥ Ώ_доп = 72,9 МПа, условие не соблюдается, шины механически не прочны, выбираем трубы большего диаметра

Берем из таблицы [8] алюминиевые трубы с внутренним диаметром 45 мм и наружным диаметром 50 мм, допустимая нагрузка 1040 А, сечение 373 мм².

Определяем момент сопротивления относительно оси, перпендикулярной действию усилия по формуле

= ^;

=  см³.

Напряжение в материале шин под воздействием изгибающего момента по формуле:

σ_расч =

σ_расч =

σ_расч = 66,59 МПа ≤ σ_доп = 75 МПа условие выполняются значит шины механически прочны.

Окончательно выбираем сборные шины из алюминиевого сплава АД31Т с внутренним диаметром 45 мм и наружным диаметром 50 мм.

Итак ошиновка ОРУ-110 кВ выполняется трубами алюминиевого сплава 50х2,5 мм, отпайки и перемычки - проводами АС-95 мм².

Жесткая ошиновка опирается концами шин на колонки изоляторов смонтированных аппаратов.

Жесткие трубчатые шины имеют с одной стороны узел компенсации, конструкция которого позволяет осуществлять перемещение шины в пределах узла на ± 70 мм. Ошиновка расположена в два яруса: верхний ярус на высоте 4,8 м, нижний ярус - на высоте 3,7 м. Шины верхнего яруса одним концом опираются на Л-образный кронштейн. Контактная поверхность кронштейна имеет радиальные овальные отверстия, которые позволяют осуществлять поворот элементов ошиновки относительно друг друга на угол ± 10⁰.

Соединение трубчатой неподвижной шины с вращающейся колонкой аппарата выполняется гибкой связью самого аппарата. Ошиновка просматривается во время производства работ, что исключает возможность ошибок при переключениях. Отпайки и перемычки выполняются гибким проводом, присоединяются к аппаратам и выводам 110 кВ аппаратными зажимами.

.7.2 Выбор гибких шин на стороне НН

На напряжение 10 кВ согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбираются. Выбор произведем по допустимому току по формуле:

_раб =

S_ном.тр - номинальная мощность трансформатора_{ном (нн)} - номинальное напряжение_раб = А.

Максимальный рабочий ток I_{раб.ном} = 1,4·923,785 = 1293,299 А.

Берем гибкие шины от трансформатора до распредустройства 10 кВ, выбираем два провода АС-500/65 с допустимым током 2х945 А [8], т.е. 1890 А.

а) I_доп=1890 А > I_{раб.ном} = 1293,299 А проверка на максимальный длительный ток нагрузки.

б) Выбранное сечение проверяем на термическое действие токов короткого замыкания.

Определяем тепловой импульс квадратичного тока к.з. по формуле:

В_к = I²_{n o} · (t_{откл +} Т_а);

В_к = 8,06² · (0,2=0,05) = 16,240 кА² ·с

Минимальное сечение проводника его термической стойкости при к.з. по формуле

_min = ;

_min =  мм².

проводник термически будет стойким т.к. выполняется условие= 2х500 мм² > q_min = 44,284 мм²

Проверяем токопровод на условия схлестывания. Сила взаимодействия между фазами:

f = ;

- расстояние между фазами 1,5 м=  Н/м.

Сила тяжести 1 метра токопровода, с учетом массы колец 1,6 кг, определяется (масса 1 метра провода АС-500/64 = 1,85 кг):= 9,8·(2·1,85+1,6)=51,94 Н/м.

Принимая время действия релейной защиты (дифференциальной) t₃ = 0,1 с

Находим время эквивалентное по импульсу, время действия быстродействующей защиты.

_эк = t₃ + 0,05;

_эк = 0,1=0,05=0,15 с

Определяем отношение - максимальная стрела провеса провода в каждом пролете при максимальной расчетной температуре

=

по диаграмме определяем отклонения гибкого токопровода с горизонтальным расположением фаз под действием токов к.з. в зависимости от

Определяем по кривой  откуда b=0,05·2,5=0,125 м

Допустимое отклонение

_доп =

Д - расстояние между разными фазами токопровода (м);- диаметр провода 2х500/64 = 61,2 мм =0,061 м;

α_доп - номинальное допустимое расстояние в свету между соседними фазами в момент их наибольшего сближения равно 0,2 м._доп = м

Схлестывания не произойдет, так как= 0,125 м < b_доп = 0,619 м

Проверяем гибкий токопровод по электродинамическому взаимодействию проводников одной фазы. Усилие на каждый провод от взаимодействия со всеми остальными n - 1 проводами составляет:

_у = ;

- число проводов в фазе;- диаметр фазы (м);_no - действующее значение тока трехфазного к.з. (А)_у =  Н/м.

Удельная нагрузка на каждый провод от взаимодействия при к.з.

 МПа/м

Удельная нагрузка на провод АС-500 от собственного веса:

 МПа/м.- масса провода

Принимая максимальное натяжение на фазу в нормальном режиме

Т_фmax = 100·10³ Н определяем:

;

 МПа

Определяем допустимое расстояние между распорками внутри фазы:

_р = К

К = 1,8 коэффициент допустимого увеличения механического напряжения в проводе при к.з.;

- максимальное напряжение в проводе при нормальном режиме, МПа (при температуре 40⁰С или гололеде и температуре - 5⁰С);

β - коэффициент упругого удлинения материала провода (для алюминия β=159 ·10^-13 м²/н);

γ₁ - удельная нагрузка от собственной массы провода, МПа/м;

γ_к - удельная нагрузка от сил взаимодействия при к.з., МПа/м._р = 360 м

Итак, по условию электродинамической стойкости дистанционных распорок не требуется l_р =360 м, их устанавливаем через 15 метров для фиксации проводов расщепленной фазы.

2.7.3 Выбор изоляторов НН для гибких шин

Выбираем проходные изоляторы на 10 кВ в трансформаторных камерах и вводе КРУ. Выбираем изолятор ПН-10/2000-12500 [8].

Номинальное напряжение 10 кВ.

Номинальный ток 2000 А больше рабочего тока 1293,299 А.

Минимальная разрушающая нагрузка при изгибе 12263 Н

Максимальная сила, действующая на изгиб:

_изгиб = 1,62∙;

- расстояние от проходного изолятора и подвесного на стенке трансформаторной камеры равно 3,5 м = 3500 мм;

а - расстояние между фазами равно 1,5 м._изгиб =  Н

Проверяем изолятор на механическую прочность:

_расч=0,5·F_изгиб < F_разр·0,6

_расч=0,5·136,175 = 68,087 Н < F_разр·0,6 =12,263·0,6=7357,8 Н

Итак, проходной изолятор на 10 кВ ПН-10/2000-12500 проходит по механической прочности.

Подвесной изолятор выбираем ПС-12 А - 3 шт.

2.7.4 Выбор сборных шин НН

Сборные шины выбираем по максимально длительному току нагрузки по формуле:

_раб. =

_раб. =  А

Так как среднемесячная температура наиболее жаркого месяца для Саратовской области равна +21⁰С [10] поправочный коэффициент на температуру равен 1.

Принимаем однополосную алюминиевую шину сечением 80х10 мм, сечение шины 800 мм².

По условию нагрева в продолжительном режиме шины проходят._max = 1293,299А < I_доп = 1480 А

Проверка на термическую стойкость_min = 44,284 мм² < q = 800 мм²

Шины термически стойкие.

Находим наибольшее усилие, действующее на среднюю фазу при трехфазном токе к.з. по формуле:

_расч =

а - расстояние между соседними фазами в ЗРУ равно 130 мм для 10 кВ [8]._расч =  Н

Проверяем шины на механическую прочность.

Определяем пролет l при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц:

≥  откуда l² ≤  м²

тогда l ≤ = 0,668 м- момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению силы (см⁴);- поперечное сечение шины (см²);

если шина расположена на ребре

=

=  см⁴

Итак, если шины будут на ребро, то расстояние между изоляторами 0,668 м. Если шины на изоляторах расположены плашмя, тот момент инерции по формуле:

=

=  см⁴² ≤  м²≤

Вариант с шинами плашмя позволяет увеличить длину пролета до

,889 м, т.е. дает значительную экономию изоляторов. Принимаем положение шин плашмя, пролет берем l = 1,5 м.

Напряжение в материале однополосной шины находим по формуле:

=

=  МПа

Момент сопротивления

=

= см²

Для алюминиевых шин = 75 МПа > = 9,993 МПа

Следовательно, сборные шины удовлетворяют максимальному длительному току нагрузки, термической и электрической стойкости.

2.7.5 Выбор шин на отходящих фидерах НН

Определяем рабочий ток

_раб =

S_{ном. тр} - номинальная мощность трансформатора;_ном - номинальное напряжение;- количество фидеров._раб =  А.

Экономически целесообразное сечение по формуле:

_эл =

_эл =  мм²

Принимаем однополосные шины из алюминия (АД 31Т) с установкой плашмя 50х3 мм, сечение шины 150 мм².

По условию нагрева в продолжительном режиме шины проходят

_ном = I_раб · К_ав

_ном = 92,376·1,4 = 129,326 А._max = 129,326 А < I_доп = 155 А.

Момент сопротивления по формуле:

=

= см²

Напряжение в материале шины по формуле:

=

=  МПа

Для шин на отходящих фидерах = 75 МПа > = 6,537 МПа

Данные шины 50х3 мм удовлетворяют условиям электродинамической стойкости.

2.7.6 Выбор изоляторов для шин НН

Для крепления жестких шин выбираем опорные изоляторы для работы в помещении КРУН. ИО-10-3,75 F_разр=3,75 кН Н_из=120 мм

Проверяем изоляторы на механическую прочность. Максимальная сила, действующая на изгиб:

_изг.=

_изг.=  Н

Поправка на высоту прямоугольных шин (плашмя):

К_h=

К_h=  мм

в-ширина шины_расч = К_h · F_изг = 1,708 · 661,152= 1129,247 Н < 0,6 · F_разр= 0,6 ·3750= 2250 Н

Значит опорный изолятор ИО-10-3,75 проходит по механической прочности.

.7.7 Выбор выключателей ВН и разъединителей ВН

Электрические аппараты в системе электроснабжения должны надежно работать как в нормальном длительном режиме, так и в условиях кратковременного аварийного режима.

К аппаратам предъявляется ряд общих требований надежной работы: соответствие номинальному напряжению и роду установки; отсутствие опасных перегревов при длительной работе в нормальном режиме, термическая и динамическая устойчивость при к.з., а также такие требования как простота и компактность конструкции, удобство и безопасность эксплуатации, малая стоимость.

При проектировании на стороне 110 кВ выбираем оборудование:

Разъединитель с заземляющими ножами - основное назначение изолировать участок цепи на время ремонта электрооборудования путем создания видимого воздушного промежутка.

Для заземления нейтрали силового трансформатора выбираем заземляющий разъединитель нейтрали ЗОН-110М-I У1.

Номинальное напряжение - 110 кВ

Номинальный ток - 400 А

Амплитуда предельного тока к.з. 16 кА

Номинальный ток термической стойкости - 6,3 кА, допустимое время действия 3 с.

Тип привода ПРН-11У1

По [8] выбираем разъединитель РНДЗ-2-110/1000 У1

Р - разъединитель;

Н - наружной установки;

Д - двухколонковый;

З - с заземляющими ножами;

У - умеренного климата;

Выбор и проверка разъединителей

I²_тер - предельный ток термической стойкости равен 31,5 кА;_тер - время. Длительность протекания предельного тока термической стойкости равен 4 с.

Тип привода ПРН-110У1

Разъединитель РНДЗ-2-110/1000 У1 смонтирован на раме со смонтированными полюсами, стоит на двух стойках, на одном из которых устанавливаем привод ПРН-110У1.

Привод разъединителя соединен с валом управления главными ножами и валами управления заземляющими ножами.

Полюса разъединителя соединены с помощью межполюсных тяг. Контактные выводы ножей заземления соединены стальной полосой с рамой блока.

Далее выбираем выключатели 110 кВ.

К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования:

надежное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального);

быстрота действия т.е. наименьшее время отключения;

пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;

возможность пофазного (пополюсного) управления;

легкость ревизии и осмотра контактов;

взрыво и пожаробезопасность;

удобство транспортировки и эксплуатации.

Выключатели высокого напряжения должны длительно выдерживать номинальный ток I_ном U_ном.

Выбор выключателя производим по важнейшим параметрам:

по напряжению установки U_ном ≥ U_уст._ном;

по длительному току I_ном ≥ I_р.ном;

проверка на симметричный ток отключения I_отк ≥ I_п.о;

проверка на отключающей способности по полному току к.з.

(I_hr + i_ar) ≤

на термическую стойкость В_Н ≤ I²_тер·t_тер;

на электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам к.з. i_у ≤ i_дин

Выбираем выключатель газовый ВГТ-110 // * - 40/2500У1.

Выбор выключателя

(I_hr + i_ar) = А=

где β_ном - нормированное значение апериодической составляющей в отключенном поле в 4%, по каталогу не больше 40%.

Выключатель ВГТ-110 // * - 40/2500У1 изготовлен в климатическом исполнении У, категория размещения ГОСТ15150, ГОСТ151543 и предназначены для эксплуатации на открытом воздухе в районах с умеренным климатом.

Верхние значения температуры +40⁰С, нижнее рабочее -45⁰С.

Высокие механические и коммутационные ресурсы, повышенные сроки службы уплотнений и комплектующих, обеспечивают 20-ти летний межрегиональный период.

Низкий уровень шума при срабатывании соответствует высоким природоохранным требованиям.

Ресурс коммутационной стойкости составляет:

при токах в диапазоне свыше 60% до 100% номинального тока отключения - 20 операций;

при токах в диапазоне свыше 30% до 60% номинального тока отключения - 50 операций;

при рабочих токах равных номинальному току - 5000 операций.

Все три полюса управляются одним пружинным приводом типа ППрК.

Номинальное напряжение постоянного тока электромагнитов управления привода 110 или 220 В.

Допускается питание электромагнитов управления и выпрямленным током, например, от блоков БПТ-1002, БПНС-2 и пр.

Список литературы

1.     Правила устройства электроустановок (ПУЭ-7)/ Главгосэнергонадзор России. M.: Сибирское университетское изд-во, 2009.853 с.

2.       Правила эксплуатации электроустановок потребителей. М.: ЗАО «Энергосервис», 2003. 392 с.

.        Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ. М.: Изд-во ЗАО «Энергосервис», 2003. 36д8 с.

.        Андреев В.А. «Релейная защита и автоматика систем электроснабжения» /4-е издание, Изд-во «Высшая школа», 2006. 639 с.

.        Инструкции по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникации/ М-во энергетики РФ. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. 48 с.

6.     Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 -750 кВ (СТО 59647007 - 29.240.10.028 - 2009). - М.; ОАО «ФСК ЕЭС», 2009. - 96 с.

7.       Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций напряжением 35 - 750 кВ. Типовые решения. - М.; ОАО Институт «Энергосетьпроект», 2007. - 144 с.

8.     Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций М: Энергоатомиздат, 1987. - 646 с.

9.       Справочник по проектированию линий электропередачи/ Под редакцией Д.Л. Файбисовича. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2006.