Из вторичных обмоток трансформатора тока собирается схема не полной звезды КА1 и КТ2 – реле тока типа РТ-40 устанавливается установка по току срабатывания.

Токовые цепи должны быть заземлены.

1.Запрещается отключать токовые цепи от земли

2.Токовые цепи должны всегда быть замкнуты накоротко или на нагрузку.

Если произойдет разрыв на токовых цепях, то на вторичной обмотке наведется 2 кВ.

Состав оперативных цепей.

На оперативные щинки подается постоянное напряжение ±220 В; подается с трансформаторов собственных нужд через выпрямительный блок.

КТ1 – обмотка реле времени.

КА1.1 и КА2.1 – замыкающие контакты реле тока типа РТ-40.

КТ1.1 – замыкающий контакт с выдержкой времени при срабатывании, устанавливается время срабатывания защиты tСЗ МТЗ-10-0,7 С.

SX1 – электрическая накладка.

Работа схемы

При КЗ на ВЛ-10 кВ ток от места КЗ направляется в сторону генератора, проходит по первичным обмоткам токового трансформатора и наводится во вторичные и токовые реле КАЗ, КАЧ. Срабатывают и контакты КАЗ1 и КАЧ1 замыкается и набирается цепь:

«+» - КАЗ1 – КТ1 –«-»

Срабатывает реле времени КТ1 и КАЧ1 и через установленную выдержку времени замыкается КТ1.1 и набирается цепь

КТ1.1 – SX1 – КН1 – KL1

Сработает КН1 и укажет, что сработала МТЗ-10 кВ и сработает KL1 и масленый выключатель отключится на ВЛ-10кВ.

Техника безопасности

РПС – это объект повышенной опасности поражения электрическим током. Исходя из этого, на РПС особое внимание уделяется вопросам охраны труда.

При выборе месторасположения РПС учтены требования ПУЭ и СН и П: РПС максимально приближена к центру электрических нагрузок, произведена увязка с генеральным планом района, учтен рельеф и геология местности.

Территория подстанции ограждена внешним сетчатым забором высотой 1,8 м.

В ОРУ 110 кВ предусмотрен проезд вдоль выключателей для передвижных монтажно-ремонтных механизмов и приспособлений, а так же передвижных лабораторий.

Ширина проезда 3,5 м.

Планировка площадки ОРУ 110 кВ выполнена с уклоном для отвода линевых вод за пределы территории. Кабели проложены в траншеях.

Для обеспечения безопасности работ и осмотров ОРУ выдержаны следующие расстояния: от токоведущих частей до конструкций или ограждений высота не менее 900-1000 мм; от токоведущих частей до максимального габарита транспортируемого оборудования – 1650 мм; от не огражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий – 3600 мм; между токоведущими частями разных щелей по горизонтали с обслуживанием одной щели при не отключенной другой – 2900 мм; от контакта или ножа разъединителя в отключенном состоянии до ошиновки, присоединенной ко второму контакту – 1100 мм.

Силовые трансформаторы мощностью 6300 кВА установлены в низком фундаменте из сборного железобетона. К ним обеспечен подъезд для пожарных машин, доставки и вывода трансформаторов. Трансформаторы установлены так, чтобы отверстие выхлопной трубы не было направлено на близко установленное оборудование, кабельные муфты и ошиновку. Для осмотров и ревизий трансформаторы снабжены станционной лестницей.

Правило окраски токоведущих частей: фаза А – желтый, фаза В – зеленый, фаза С – красный.

Все оборудование РПС в местах присоединений имеет таблички с полным адресом, маркой и сечением. В таблице приведен перечень защитных средств, находящихся на подстанции. Все защитные средства, принятые в эксплуатацию, проходят систематическую проверку и испытания.

Таблица 7

Перечень защитных средств

Общие правила электробезопасности

Для обеспечения безопасности работ на ОРУ-110 кВ приняты к установке разъединители РНДЗ с заземляющими ножами, предусмотрена механическая блокировка, не позволяющая включить заземляющие ножи при включенных главных и наоборот. Наличие заземляющих ножей исключает необходимость установки переносных заземлений, что значительно повышает безопасность работ и снижает аварийность.

Все ячейки КРУН-10 к В имеют механическую блокировку, которая исключает возможность выката тележки при включенном выключателе, возможность закатить тележку при выключенных заземляющих ножах, включить заземляющие ножи при включенном выключателе.

Постоянный контроль изоляции в сети тока производителя по показаниям приборов, присоединенных к трансформаторам напряжения 3х3 09 – 10. Для контроля изоляции также применяются трансформаторы тока типа установленные в КРУ на каждой отходящей линии.

Расчет контура заземления

Рассчитываем заземление 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.

Со стороны 110 кВ требуется сопротивление заземления не более 0,5 Ом, а со стороны 10 кВ – 10 Ом.

1. Сопротивление искусственного заземлителя рассчитываем с учетом использования естественного заземления системы – тросы, опоры.

где Rиз – сопротивление заземления со стороны 110 кВ не более 0,5 Ом.

RС – сопротивление естественного заземления системы: тросы, опоры, равное 2 Ом.

2. Расчетное удельное сопротивление верхнего слоя грунта

где Кс – 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 СТ 50 длиной 2,5 м при погружении его ниже уровня земли на 0,6 м.

RО.В.Э = А·ρ2

Где А – коэффициент зависимости от ρ1/ ρ2 = 7,8 от 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

где Квиэ – 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

где В – коэффициент зависимости, равный 0,31

RГЭ = 45·0,31 = 13,95.

7. Определяем действительное сопротивление горизонтальных электродов

где Кигэ – коэффициент использования, равный 0,29.

8. Уточняем сопротивление вертикальных электродов

9. Уточняем число вертикальных электродов

где Rивэ – коэффициент использования вертикальных электродов, равный 0,41

Принимаем 51 вертикальных электродов.

10. Проверим горизонтальный заземлитель (полоса 4х40) на термическую стойкость и токам КЗ на землю.

55,5 мм2<40х4 = 160 мм2

где IКЗ – 4 кА,

tn - время потекания тока КЗ, равное 1сек.,

ℓ - длина полосы – 72 м.

Следовательно, полоса 40х4 удовлетворяет условию термической стойкости.

Рис.15 Схема заземления ПС

Пожарная безопасность

Территория ОРУ 110 кВ относится к категории Г по пожарной опасности. Конструкции ОРУ выполнены из несгораемых материалов (железобетон, метал). Здание ЗРУ выполнено из огнестойких панелей ( предел огнестойкости не менее 3 ч.). Отходящие кабели 10 кВ проложены в траншее. Под трансформаторами ТМН-6300, согласно ПУЭ, выполнены маслоприемники с бортовыми организациями, заполненные чистым гравием. Объем маслоприемника рассчитан на прием 100% масла трансформаторов. Маслоприемники соеденены с маслосборниками, выполненными в виде подземного резервуара при помощи трубопроводов. Расстояние в свету между трансформаторами 11 метров, предусмотрим распределительную перегородку с пределом огнестойкости не менее 1,5 часа, шириной равной ширине маслоприемника и высотой, равной высоте вводов 110 кВ.

ЗРУ 10кВ имеет 3 выхода, расположенных с противоположных торцов здания. Двери открываются наружу и имеют самозапирающиеся замки, открываемые без ключа со стороны ЗРУ.

На РПС предусмотрен противопожарный водопровод с гидрантом, питающимся от центральной сети водоснабжения.

Помещение ЗРУ оснащено огнетушителями типа ОУ-8 в количестве 8 штук и ОП-5 в количестве 3 шт. На РПС также имеется передвижной уплотненный огнетушитель ОУ-25, извещатель ручной, типа ПК, ящик с песком 0,5х3м и совок к нему.

Расчет мощности РПС

РПС располагается в зоне с 40-60 градовыми часами в году. Следовательно, по требованиям ПУЭ нужно организовать защиту подстанции от ПУМ. Защите подлежат ошиновка, и аппараты ОРУ, трансформаторы, шинные мосты 10 кВ от трансформаторов до здания ЗРУ и само здание ЗРУ.

Для защиты РПС от ПУМ примем два стоящих напротив молниеотвода. Один установим на ОРУ-11 кВ, другой на ЗРУ 10 кВ.

Расстояние между молниеотводами типа СМ-30м. высота молниеотвода 18 м. Зона защиты СМ-конус. Вершина конуса на расстоянии от земли

h0 = 0,85·28 = 23.8 м.

На уровне земли зона защиты образует круг радиусом r0.

r0 = (1,1 – 0,002h)h = (1,1 – 0,002)·28 =29,2 м.

Радиус защиты 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.

Высота зоны 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.

Широта зоны защиты на высоте 8 м в середине между молниеотводами:

Зона защиты двойного молниеотвода представлена на рисунке.

Рис.16. Схема двойного молниеотвода

Расчет вентиляции помещения аккумуляторной батареи РПС

На РПС установлена аккумуляторная батарея типа СК-14:

- номинальная емкость 30 Ач,

- количество аккумуляторов – 20 шт.

Помещения аккумуляторных и кислотных, находящихся в режиме постоянного надзора батарей, при напряжении не более 2,2В на элемент являются взрывоопасными только в период формовки и заряда. В связи с этим в помещениях аккумуляторных батарей на период нормальной эксплуатации должна предусматриваться естественная вентиляция с гарантированным однократным обменом.

В период формовки заряда и после ремонта батарей следует принимать инвентарные приточные передвижные установки. При этом производительность приточных установок должна превышать производительность на 10%.

В зимнее время с целью предохранения от переохлаждения на стоянках воздухопроводов, предусмотренных для вытяжки из нижней зоны, прикрывают дроссель-клапаны для уменьшения воздухообмена.

Воздуховоды вытяжной системы должны быть сварными из тонколистовой стали, с кислоупорным покрытием с двух сторон и не должны иметь лаков, фланцев, задвижек.

Вытяжная шахта от вытяжного вентилятора выводится наружу на 1,5 м выше кровли здания. Вентиляционная система должна обслуживать только помещения аккумуляторных батарей и кислотную, и не должна включаться в общую систему вентиляции здания. Подача приточного воздуха должна предусматриваться в нижнюю зону со скоростью не более 2 м/с. Вытяжные вентиляционные агрегаты аккумуляторных батарей и кислотных помещений должны выполняться во взрывоопасном исполнении.

Прокладка металлических вентиляционных воздуховодов непосредственно над банками аккумуляторных батарей не допускается.

Расчет требуемого объема воздуха для вентиляции аккумуляторных помещений (м3/ч), должен определяться из условия разбавления паров серной кислоты до предельно допустимой концентрации по формуле:

где Хк – количество электролита, выделяющегося из аккумуляторов с газами мг/ч,

с – предельно допустимая концентрация паров серной кислоты, равная 1 мг/м3, для СК 14

Хк = 1,5 mνН.

Где m – количество паров серной кислоты, выносимых в воздух 1 дм3, для открытых аккумуляторов типов С и СК, покрытых стеклами, m = 0,57 мг/дм3,

νН – объем водорода, выделяемого при заряде самой большой батареи дм3/ч.

νН = 0,0425 С10n

где С10 – номинальная емкость аккумуляторов при 10-ти часовом режиме заряда,

n – числа аккумуляторов в батарее.

Подставляя эти значения в формулу определения требуемого объема воздуха, получаем:

А = 0,036·С10·n = 0,036·2,2·20 = 1,59 м3/ч.

В разделе использовались:

МПБ 105-95 – нормы пожарной безопасности.

СН и П 21-07-97 – классификация зданий по степени огнестойкости, конструктивной и функциональной.

СН и П 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений».

ГОСТ 12.1 030-81 ССБТН-1.08.87 – Электробезопасность, защитное заземление, зануление.

ГОСТ 12.1 038-82 ССБТН-1.04.88 – Электробезопасность, предельно допустимые уровни напряжения и токов

СН и П 23.05-95 – Естественное и искусственное освещение «Нормы проектирования».

СН и П 2.04.05-91 – Отопление, вентиляция.

ГОСТ 12.0.003-80 ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы.

Расчет капитальных затрат на реконструкцию ПС-110/10 кВ «Орлово»

Смета капитальных затрат приведена в таблице 8.

Таблица 8

Смета капитальных затрат на реконструкцию ПС 110/10 кВ «Орлово»

Сметная стоимость оборудования с учетом монтажа 13583 тыс. рублей.

Накладные расходы 17,2% - 2309,1 тыс. рублей.

Итого с накладными расходами 15892,1 тыс. рублей.

Плавные накопления – 8% - 1087 тыс. рублей.

Прибавка к местным условиям (КТ – 1,2).

Итого – 16979 тыс. рублей.

Рассчитываем два варианта выполнения подстанции.

Вариант 1 - с одним трансформатором типа ТМН мощностью 6,3 МВА.

Вариант 2 - с двумя трансформаторами типа ТМН мощностью по 2500 кВА каждый.

Для обеспечения нормы надежности электроснабжения потребителей второй и третей категории при первом варианте необходимо построить две воздушные линии ВЛ–10 кВ. Одну длиной 4 км, вторую – 6 км.. Установить дополнительно 6 штук КТП–10/0,4 и 2 пункта АВР. Провод на ВЛ–10 кВ АС-50. Опоры ВЛ-10 кВ железобетонные.

При втором варианте для обеспечения норм надежности необходимо установить на ВЛ-10 кВ два пункта автоматического секционирования.

Для сравнения определим приведенные годовые затраты (ЗГ) по первому и второму вариантам.

Вариант 1.

1. Капиталовложения по первому варианту:

К1 = КП + КВЛ-10 + ККТП + КАВР = 1197 + 576 + 688,5 + 14,4 = 2476 тыс. руб.

где КП - 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.

Дополнительные капиталовложения КД не устанавливаем, так как они одинаковые для обоих вариантов.

2.Ежегодные издержки 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 в трансформаторах ПС-110/10 кВ для работы в Сибири.

Ич = 0,73 + 2350/h = 0,73 = 2350/3500·Куд = 0,73 + 0,77·50 = 40 коп/(кВт·ч).

Где Куд – коэффициент удорожания.

Потери мощности в трансформаторе ТМН-6300/100.

∆РМН = 50 кВт, ∆РС = 13 кВт.

Стоимость потерянной в трансформаторе энергии за год (руб.).

Годовые издержки составят:

ИГ1 = Иа + ИЭ + ИП = 159 + 4,3 + 70 = 233,3 тыс.руб.

Приведем годовые затраты по 1 варианту:

ЗГ1 = ЕП·К1 + ИГ1 = 0,12·1197 + 233,3 = 376,6 тыс. руб.

Таблица

Смета капитальных затрат на реконструкцию ПС-110/10 кВ «Орлово»

Сметная стоимость оборудования «ПС» с учетом:

Монтажных работ – 956 тыс. руб.

Накладнее расходы 17,2% - 164 тыс. руб.

Плановые накопления 8% - 76,5 тыс.руб.

Итого по смете: 1197 тыс. руб.

Общая стоимость «ПС» и линий 10 кВ – 2272,4 тыс. руб.

Вариант 2.

1. Капиталовложения

К1 = КП + КВЛ-10 + ККТП + КАВР = 1295 + 576 + 688,5 + 14,4 = 2575 тыс. руб.

Стоимость силового трансформатора – 260 тыс. руб.

Остальное оборудование такое же.

2.Ежегодные издержки 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 за год:

∆РМН = 22 кВт, ∆РС = 6,5 кВт.

Годовые издержки.

ИГ2 = Иа + ИЭ + ИПТ = 165 + 5,9 + 82 = 252,9 тыс.руб.

Приведенные годовые затраты составят:

ЗГ2 = ЕП·К2 + ИГ2 = 0,12·2575 + 252,9 = 561,9 тыс. руб.

Превышение годовых затрат по второму варианту:

∆ЗГ2 = 561,9 – 376,6 = 185,3 тыс. руб.

В процентах к затратам по 1 варианту:

Если приведенные годовые затраты по сравниваемым вариантам отличаются не более чем на 5%, то принимаем вариант имеющий технические преимущества. В нашем случае выбирается вариант №1 с Т1 – 6,3 МВА.

Данная выпускная квалификационная работа выполнена на тему – «Повышение надежности электроснабжения потребителей н.п. Орлово Армизонского района Тюменской области с выбором оборудования на ПС 110/10 кВ «Орлово»». В процессе выполнения квалификационной выпускной работы был произведен анализ деятельности предприятия за последние три года. В специальной части были произведены расчеты токов короткого замыкания. Выполнен расчет дифференцированной защиты на реле серии 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, защиты от перегрузки и перегрева силового трансформатора. В конструкторской разработке выполнены и описаны работы токовых цепей дифференциальной защиты МТЗ-110 кВ, двукратного АПВ и МТЗ-10 кВ. В разделе «Безопасность жизнедеятельности описана техника безопасности, пожаробезопасности и выполнен расчет контура заземления и молниезащиты РПС. Также прилагается графическая часть, состоящая из восьми чертежей:

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, 1991 г.

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 Методика технико-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 затрат и единых норм. - М.: Финансы и статистика,

10.  Правила устройства электроустановок. М.: Энергоиздат, 1985 г.

11.  Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций. М.: Энергоиздат, 1987 г.

12.  Федоров А.А., Старков Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат, 1987 г.

13.  Шабад М.А. Расчет релейной защиты и автоматики распределительных систем. – Ленинград: Энергоатомиздат, 1985 г.,

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5