Дипломная работа на тему "Повышение надежности электроснабжения потребителей н. п. Орлово Армизонского района Тюменской области с выбором оборудования на ПС 110/10 кВ "Орлово""

ГлавнаяФизика → Повышение надежности электроснабжения потребителей н. п. Орлово Армизонского района Тюменской области с выбором оборудования на ПС 110/10 кВ "Орлово"




Не нашли то, что вам нужно?
Посмотрите вашу тему в базе готовых дипломных и курсовых работ:

(Результаты откроются в новом окне)

Текст дипломной работы "Повышение надежности электроснабжения потребителей н. п. Орлово Армизонского района Тюменской области с выбором оборудования на ПС 110/10 кВ "Орлово"":


Распределительные электрические сети являются важным звеном в системе производства, передачи и потребления электрической энергии.

Большое значение для надежной работы электросетей имеет правильное выполнение и настройка устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики и в том числе правильный выбор рабочих параметров срабатывания аппаратуры РЗА.

Рационально выполненная система электроснабжения должна удовлетворять ряду требований экономичности и надежности, обеспечения на дежного качества электроэнергии, безопасности и удобства эксплуатации, обеспечение уровней напряжения, стабильности частоты и т. д. В связи с тем, что ПС «Орлово» была построена в 1970 году оборудование морально устарело, и увеличились нагрузки. Необходимо провести реконструкцию подстанции. При этом должны по возможности применяться решения, требующие минимальных расходов цветных металлов и электроэнергии. Основным определяющим фактором при построении системы электроснабжения является характеристика источников питания, мощность и категорийность потребителей.

Нужно учитывать также требования ограничения токов К. З., а также условия выполнения простой и надежной релейной защиты и автоматики.

Вопросы рационального электроснабжения электросетьевого района на должны решаться в отрыве от общей энергетики. Решения по электроснабжению должны применяться с учетом перспективного плана электрификации района и кооперировании всех отраслей.

Подстанции 110/10 кВ предназначены для электроснабжения потребителей I; II; III категории.

Потребители I категории – потребители, которые должны иметь резервный источник снабжения, автоматизированный ДЭС. Внешнее электроснабжение осуществляется от ВЛ-10 кВ по кольцевому питанию (двухстороннее). Время отключения электроэнергии не должно превышать время работы АВР.

II категория – длительность перерыва электроснабжения не должна превышать 3 – 5 часов.

III категория – перерыв в электроснабжении возможен на период необходимой для замены или ремонта поврежденных элементов, но не более двух суток.

ПС 110/10 кВ рассчитана с расчетом перспективных нагрузок на 5 лет. Подстанции разделяют по оперативному току:

1. С постоянным оперативным током (он идет с аккумуляторной батареи), это ПС-110/10 кВ, на которых установлены МВ-110 кВ.

2. С выпрямленным постоянным током, все подстанции 110/10 кВ и вновь проектируемые.

3. С переменным оперативным током, все подстанции старого типа.

На силовом трансформаторе устанавливаются следующие устройства РЗА:

1. Устанавливается дифференциальная защита на двух реле, типа ДЗТ-11 – дифференциальное реле защиты с магнитным торможением 11 серии, для двухобмоточных трансформаторов, которые устанавливаются на фазе «А» и «С». Защита действия на отключение ввода 10 кВ и включение короткозамыкателя на стороне 110 кВ. Дифференциальная защита является основной защитой силового трансформатора:

-  реагирует на все виды КЗ,

-  быстродействующая tсз = 0,1 сек.

-  обладает абсолютной селективностью.

-  обладает высокой чувствительностью.

2. Газовая защита силового трансформатора, реагирует на КЗ, которое возникает внутри бака силового трансформатора. Защита также реагирует на понижение уровня масла в силовом трансформаторе. Первая ступень защиты работает на отключение ввода силового трансформатора и включение короткозамыкателя со стороны 110 кВ.

Заказать написание дипломной - rosdiplomnaya.com

Актуальный банк готовых оригинальных дипломных работ предлагает вам написать любые проекты по требуемой вам теме. Оригинальное написание дипломных проектов под заказ в Волгограде и в других городах России.

3. Устанавливается МТЗ-110 кВ. Защита реагирует на внешнее КЗ. Защита выполнена двухступенчатой:

1-ая ступень работает с заданной выдержкой времени на отключение ввода силового трансформатора.

2-ая ступень работает с заданной выдержкой времени на включение короткозамыкателя 11 кВ.

4. защита от перегрузок устанавливается в токовых цепях дифференциальной защиты со стороны 110 кВ на одном реле типа РТ-40, которое устанавливается на фазе «А». На ПС без обслуживающего персонала защита выполняется трехступенчатой:

1-ая ступень работает на сигнал.

2-ая ступень, с выдержкой времени, работает на отключение потребителей.

3-яя ступень – резервная, срабатывает при отказе второй ступени.

5. Защита от перегрева трансформаторного масла, выполнена на термосигнализаторе типа ТС-100. Первая установка по «+» выставляется на 50-60ºС и работает на сигнал.

Вторая установка на «+» на 80-90ºС и работает на отключение силового трансформатора от сети.

Межсекционный выключатель СВ-10.

На нем предусмотрены следующие устройства релейной защиты и автоматики:

1.  МТЗ-10 кВ в 3-х фазном релейном исполнении, на реле РТ-40, собирается схема неполной звезды из трансформаторного тока. Защита работает с установленной выдержкой времени.

2.  Устанавливается АВР двухстороннего действия. Измерительный орган АВР выполнен на реле минимального напряжения типа АРН-54.

На ВЛ-10 кВ предусмотрены следующие устройства релейной защиты:

1.  устанавливается МТЗ-10 кВ на реле РТ-40 в 2-х фазном релейном исполнении.

2.  на мощных фидерах дополнительно устанавливается токовая отсечка мгновенного действия tсз = 0,1 сек.

3.  устанавливается АПВ. Если привод включателя электромагнитный, то двукратное АПВ, а если привод пружинный – однократное реле.

Для увеличения надежности электроснабжения потребителей на ПС -110/10 кВ ПС «Орлово» необходимо:

1.  установить 2-ой трансформатор типа ТМН-6300/100; /∆-11.

2.  Реконструировать ОРУ-110 кВ, вместо отделителя и короткозамыкателя установить трансформаторный выключатель ВМТ-110 кВ.

3.  Вместо установленных ячеек К-37 установить ячейки К-59 с выключателями ВК-10 в КРУН-10 кВ шатрового типа.

4.  Построить вновь ВЛ-10 кВ в количестве 10 км.

5.  Дополнительно установить КТП-10/0,4 в количестве 10 штук.

Южные электрические сети – самое молодое предприятие энергосистемы «Тюменьэнерго» - образовано в 1983 году на базе Ялуторовского, Заводоуковского, Омутинского сетевых районов. Расположено оно на окраине города Заводоуковска. В зону обслуживания 19,7 кв. км вошли шесть административных районов: Ялуторовский, Упоровский, Омутинский, Юргинский, Армизонский, Заводоуковский, города Ялуторовск и Заводоуковск, 221 населенный пункт, 70 сельскохозяйственных предприятий.

Предприятие имеет достаточно развитую материальн0-техническую базу. За полтора десятилетия введено в эксплуатацию 12 подстанций 110 кВ и выше, суммарной мощностью 475 МВА, построено 1980 км высоковольтных линий220/10 кВ, выполнена реконструкция 15 подстанций 20/110/35 и 110/10 кВ, установлено 17 трансформаторов суммарной мощностью 186 МВА, количество трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ возросло до 1400, протяженность воздушных подстанций 10/0,4 кВ составила 5 тыс. км. На балансе предприятия 6700 км воздушных линий всех напряжений. Построены теплые стоянки, автотранспортный профилакторий, аккумуляторный, дистилляционный цехи. ЮЭС располагает 230 единицами автотранспорта и спецтехники, а в коллективе трудится 572 человека. На предприятии созданы следующие технические службы – это оперативно-диспетчерская служба, служба релейной защиты автоматики, служба подстанций, средств диспетчерско-технологического управления, службы воздушных линий и распределительных сетей, грозозащиты и изоляции, надежности и безопасности, отдел автоматизированных систем управления, отдел сбыта электроэнергии, бухгалтерия и многие другие.

Достаточная обеспеченность сельскохозяйственного предприятия необходимыми трудовыми ресурсами, их рациональное использование, высокий уровень производительности труда имеют большое значение для увеличения объема производства и повышения эффективности производства.

Трудовые ресурсы – это часть населения, обладающая физическими данными, знаниями, умениями и навыками труда в соответствующей отрасли экономики. На начальном этапе необходимо измерить наличие работников, их состав и уровень обеспеченности хозяйства рабочей силой. Добиться хороших показателей невозможно без хорошего трудоспособного коллектива, так как кадры – это основа любого предприятия.

Таблица 1

Численность персонала предприятия

--------------------------------------------------
Показатели | 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 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Анализируя данные таблицы, видим, что среднесписочная численность ППП в 2004 году снизилась по сравнению с 2002 годом. Это произошло за счет снижения числа рабочих. Удельная численность ППП составила 1,86, что меньше чем в 2002 году - 2,03. Удельная численность ППП без привлеченного на ремонт персонала составило 1,76, что меньше чем в 2002 году – 1,96. Снижение произошло за счет рабочих – 1,16.

Основными показателями работы предприятия является поступление электроэнергии в сеть, расход, полезный отпуск и т. д. При анализе необходимо рассчитать динамику этих показателей, отклонение от плана.

Таблица 2

Основные технико-экономические показатели

--------------------------------------------------
Показатели | 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 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Поступление энергии в сеть в 2004 году составило 1440,97 млн. кВтч, что больше чем в 2003 году – 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 энергии больше плана на 101,1 млн. кВтч и больше чем в 2003 году на 102,91 млн. кВтч. Все остальные показатели имеют тенденцию к росту.

В развитии предприятий постоянное внимание уделяется наиболее рациональному и эффективному использованию материальных, трудовых, финансовых ресурсов и природных богатств для обеспечения на каждом предприятии при наименьших затратах всемерного увеличения производства продукции.

Себестоимость – это материальные, денежные затраты на производство продукции.

Калькуляция – это исчисление себестоимости единицы продукции.

Таблица 3

Калькуляция и структура себестоимости распределения электроэнергии по РЭС

--------------------------------------------------
Показатели | 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 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Из проведенного анализа следует, что в 2004 году производственная себестоимость по отношению к 2002 году увеличилась на 208,3%, в том числе основная оплата производственных рабочих на 107,6 %, отчисления на социальные нужды оплаты труда производственных рабочих на 68,8%, амортизация увеличилась на 182,6%. Наблюдается рост на расходы на содержание и эксплуатацию оборудования на 184,7%, можно отметить значительное увеличение общезаводских расходов на 641%. Рассматривая структуру себестоимости за 2004 год можно отметить, что наибольший удельный вес занимают расходы по содержанию и эксплуатации оборудования – 36,6%, общезаводские расходы – 25,8%, амортизация составляет 24% от общих затрат на электроэнергию.

Сравнивая структуру затрат 2003 года и 2002 года, можно отметить рост удельного веса по общезаводским расходам на 13,4% и снижение цеховых расходов на 3,8%, уменьшился удельный вес оплаты труда производственных рабочих на 2,9%. Это привело к снижению удельного веса отчислений на социальные нужды на 105%. Это связано с централизацией организационной структуры электросетей (сокращение подразделений по районам).

Основными затратами на предприятии является сырье и материалы, услуги производственного характера, топливо, энергия со стороны, затраты на оплату труда, амортизация и т. д. Из данных затрат складывается себестоимость товарной продукции.

Таблица 4

Анализ отклонений сметы затрат всего по предприятию, тыс. руб

--------------------------------------------------
Статьи 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 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Себестоимость товарной продукции увеличилась по сравнению с прошлым годом на 100272,7 тыс. рублей по сравнению с планом на 0,3 тыс. рублей. Увеличение произошло за счет роста таких статей как амортизация на 26807 тыс. рублей, отчисления на социальные нужды на 2910,7 тыс. рублей. Затраты на оплату труда возросли на 16239,9 тыс. рублей, сырье и материалы на 11582,6 тыс. рублей. Таким образом, произошло увеличение всех затрат по сравнению с прошлым годом.

Финансовое состояние предприятия, его устойчивость и стабильность зависят от результатов производственной, коммерческой и финансовой деятельности. Если производственный и финансовый план успешно выполняют, то это положительно влияет на финансовое положение предприятия. И, наоборот, в результате недовыполнения плана по производству и реализации продукции происходит повышение себестоимости, уменьшения выручки и сумма прибыли и как следствие ухудшение финансового состояния и его платежеспособности.

Таблица 5

Финансовые результаты от реализации электроэнергии

--------------------------------------------------
Показатели | 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 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Анализируя данные таблицы 5, видим, что в 2004 году не выполнен план по реализации электроэнергии на 2222 тыс. кВтч, но увеличилась цена на отпуск на 11,08 и выросла себестоимость на 12,78 рублей, поэтому получилась сумма прибыли на 201 тыс. рублей меньше чем запланировали. Если сравнивать результаты по годам то видим, что реализация в отчетном году на 1,2% выше чем в базисном, цена электроэнергии увеличилась на 89,2%, а себестоимость на 85,3%, что значительно повлияло на финансовый результат, сумма прибыли увеличилась на 32,8%, а если рассматривать к прошлому году, то можно отметить, что в 2002 году был получен убыток на сумму 714 тыс. рублей. Это объясняется ростом тарифа. Рассматривая себестоимость без покупной энергии, видим, что она незначительна и занимает всего 26,2% в удельном весе общей себестоимости. Это говорит о том, что предприятие покупает электроэнергию по высоким ценам, что сказывается на финансовых результатах. Затраты в отчетном году окупились на 1 вложенный рубль вернулось 1,04 рубля, что больше на 2%, чем в базисном году. В прошлом году затраты не окупились, так как на вложенный рубль вернулось 98 копеек.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рис.1. Расчетная схема ПС-110/10 кВ «Орлово»

Расчет токов короткого замыкания

ПС «Орлово» запитана от ПС «Армизонская» по линии 110 кВ. Провод алюминиевый со стальной жилкой сечением 120 мм2 и длинной 22 км.

Ректанцы системы до ПС «Орлово»

Х1max = 16.6 Ом, Хmin = 24.5 Ом

Они рассчитываются на ЭВМ и задаются в виде таблицы. Это сопротивление от генератора до СШ 110 кВ maх и min режимах работы энергосистемы.

Максимальный режим – это такой режим, при котором все генераторы включены в работу и сопротивление энергосистемы будет минимальным.

Минимальный режим – это такой режим, при котором часть генераторов выведены из работы и сопротивление энергосистемы будет максимальным.

Паспортные данные силового трансформатора типа ТМН – 6300/110 кВ, /∆ - 11.

Трансформатор трехфазный, оборудован РПН. Данные РПН: Uн = 115±9·1,78%, установлена с высокой стороны и имеет 9 ступеней регулировки с высокой и низкой стороны.

Uкз126 = 11,7%; Uкз110 = 11,1%; Urp96.6 = 10.5%

1.  Определяем номинальные токи с высокой и низкой стороны силового трансформатора:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.1)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.2)

где SH – номинальная мощность силового трансформатора, равная 6,3 МВА.

UH1 и UH2 – номинальное напряжение с низкой и высокой стороны трансформатора, равное 10,5 кВ и 115 кВ.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

2.  Определяем сопротивление трансформатора:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.3)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.4)

где UК. З.126 – максимальное напряжение порожного замыкания, равное 11,7%,

UК. З.96,6 – минимальное напряжение порожнего замыкания, равное 10,5%,

Umin и Umax – минимальное и максимальное напряжение, равное 96,6 и 126 кВ.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

3.  Составляем расчетную схему замещения:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рис. 2 Расчетная схема замещения

Расчитываем токи короткого замыкания в точке К1

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.5)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.6)

где Х1min – минимальное сопротивление питающей сети, равное 25,2 Ом,

Х1max – максимальное сопротивление питающей сети, равное 9 Ом,

UН – номинальное напряжение сети, равное 115 кВ.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

5.Расчитываем токи короткого замыкания в точке К2:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.7)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.8)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

6.Переводим токи КЗ со стороны 110 кВ на сторону 10 кВ

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Расчет дифференциальной защиты

Дифференциальная токовая защита трансформатора выполнена с использованием реле типа ДЗТ-11, так как удовлетворяет требованиям чувствительности, регламентируемыми ПУЭ. Защита выполнена в виде одного комплекта в предложении, что требуемый минимальный коэффициент чувствительности, определенный в результате расчетов при КЗ на выводах низкого напряжения трансформатора не менее 1,5.

Реле типа ДЗТ-11имеет промежуточный насыщающий трансформатор тока и одну тормозную обмотку. Использование тормозной обмотки дает возможность не подстраивать минимальный ток срабатывания защиты от токов небаланса при внешних повреждениях, поскольку несрабатывание защиты в этих случаях обеспечивается торможением.

Указанное, обуславливается большой чувствительностью защиты.

1. Составляем таблицу для расчета ДФЗ силового трансформатора.

Таблица 6

Параметры

--------------------------------------------------
Наименование расчетной величины | 115 кВ | 11 кВ |
---------------------------------------------------------
1.Ток с высокой и низкой стороны |

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
---------------------------------------------------------

2. Выбираем Ктт

| 150/5 | 600/5 |
---------------------------------------------------------
3. Определяем вторичные токи в контурах дифференцированной защиты |

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
---------------------------------------------------------
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≤Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

| ------- |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

2. Определяем ток срабатывания защиты на стороне 110 кВ

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (3.9)

где Ктт – коэффициент трансформации трансформаторов тока с высокой стороны, равной 30.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

4.  Определяем число винтов (на отпайку) на стороне 110 кВ

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (3.10)

где F – магнитодвижущая сила реле ДЗТ-11 равна 100 А·W

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Принимаем стандартную отпайку со стороны 110 кВ

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

5.  Определяем число витков (отпайку) со стороны 10 кВ.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.11)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Принимаем стандартную отпайку со стороны 10 кВ

W10 = 14 витков

6.  Определяем полный ток колебания ДФЗ

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.12)

где ε – полная погрешность трансформатора тока, не должна превышать 10% -0,1,

∆U – погрешность, обусловленная регулирования РПН и не должна превышать 16%+0,16,

W10пр – принятое число витков, 14 виток,

W10расч – расчетное число витков, 13,5 виток.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

7.  Определяем число витков отпайки тормозной обмотки

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.13)

где tgγ –угол наклона тормозной характеристики реле ДЗТ-11, равной 0,87.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. - максимальный трех фазный ток короткого замыкания, равный 388 А.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Принимаем стандартную отпайку 7 витков.

7. Определяем уточненный ток срабатывания на стороне 110 кВ.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.14)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

8.  Определяем уточненный ток срабатывания на стороне 110 кВ.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.15)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

9.  Определяем коэффициент чувствительности дифференциальной защиты.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.16)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. - двухфазный ток короткого замыкания, равный 214 А.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Коэффициент чувствительности в соответствии с ПУЭ должен быть в пределах 0 ≥ Кч ≥ 2.

Полученный коэффициент чувствительности удовлетворяет условию, принимаем его равным 2,0.

10. Определяем коэффициент надежности

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.17)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Составим схему включения обмоток реле ДЗТ-11 в токовую цепь дифференциальной защиты.

Состав схемы:

Дифференциальная защита трансформатора выполняется на двух реле типа ДЗТ-11, которое подключается в фазу «А» и «С». Пример включения в фазу «А» приведен на рисунке 3.1. аналогичный контур собирается для второго реле, но только на фазе «С», которое подключается к точкам аи с.

С высокой стороны трансформатора соединены в треугольник (∆), а с низкой стороны в звезду (Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.).

Wp – в схеме не используется, так как выбран двух обмоточный силовой трансформатор.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Выбираем уставки для дифференциальной защиты:

1.  Iсз = 90 А,

2.  WурI = 14вит.,

3.  WурII = 21 вит.,

4.  Wтор = 7 вит.

Расчет МТЗ – 110 к В

Для отключения КЗ на шинах низкого напряжения и для резервирования отключений КЗ на элементах присоединенных к шинам, предусмотрено МТЗ с комбинированным пуском напряжения в цепи каждого отвлечения к выключателю низкого напряжения трансформатора. МТЗ устанавливается на стороне высшего напряжения, выполнено на трех реле типа РТ-40.

1.Определяем сопротивление обобщенной нагрузки отнесенной к номинальной мощности трансформатора и номинальному напряжению.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.18)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. - коэффициент нагрузки сельскохозяйственных потребителей, равный 0,55.

Sн – номинальная мощность силового трансформатора, равная 6,3 МВА,

Umin – минимальное напряжение, равное 96,6 кВ.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

2. Расчитываем ток самозапуска

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.19)

где Uн – номинальное напряжение силового трансформатора, равной 110 кВ

Х – сопротивление элементов сети.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

3. Определяем коэффициент самозапуска

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.20)

где Iном – номинальный ток реле РТ-40, равный 100А.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

4. Определяем ток самозапуска, проходящий по низкой стороне.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.21)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

5. Выбираем ток срабатывания защиты с независимой характеристикой установленной на секционном выключателе.

Максимальный рабочий ток секционного выключателя может быть равен максимальному току трансформатора, тогда

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.22)

где Кн – коэффициент надежности срабатывания реле РТ-40, равный 1,2,

Кв – коэффициент возврата реле, равный 0,8.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

По условию чувствительности

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.23)

где Кч – коэффициент защиты, равный 1,5.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Принимаем Iсз = 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

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.24)

где Ктт1 – коэффициент трансформации трансформаторов тока, равный 150/5

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

8. Определяем перегруз на стороне 110 кВ

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.25)

где I1Н – ток с высокой стороны силового трансформатора, равный 32 А.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

принимаем IСЗперегр = 40 А,

tСЗ = 9 сек.

На силовых трансформаторах ПС «Орлово» схема дишунтирования не применяется, и с высокой стороны устанавливают выключатель типа ВМТ-110 кВ.

9. Проверяем чувствительность защиты при 2-х фазном КЗ за трансформатором точка К2 рис 1.1.

Рассчитываем ток в реле

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.26)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. - минимальный ток трех фазного короткого замыкания, равный 214 А.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Газовая защита

Защита является основной защитой силового трансформатора и реагирует на повреждения, которые возникают внутри бака силового трансформатора. Эта защита основана на том, что при возникновении короткого замыкания образуется электрическая дуга, которая вступает в взаимодействие с трансформаторным маслом и разлагает его делая газ. Он вступает в верхнюю часть бака силового трансформатора проходит через газовое реле и оно срабатывает в две ступени.

Первая ступень: проходит сигнал диспетчеру.

Вторая ступень: отключение силового трансформатора от сети. Защита быстродействующая tс. з. ≤ 0,1 с.

Защита от перегрузки силового трансформатора

Перегрузка – симметричное явление при котором ток одновременно повышается во всех трех фазах силового трансформатора сверх номинального. При этом обмотки силового трансформатора начинают перегреваться.

Защита от перегрузки на одном токовом реле типа РТ-40, которое включается в фазу В. Защита от перегрузки работает на сигналах.

На подстанциях без обслуживающего персонала защита делается трехступенчатой.

Первая ступень работает на сигнал.

Вторая ступень при больших перегрузках силового трансформатора отключает ВЛ-10кВ.

Третья ступень (страховочная) срабатывает в том случае, если произошел отказ в работе второй ступени. Третья ступень в этом случае работает на отключение силового трансформатора.

Защита от перегрева силового трансформатора

Защита состоит из термосигнализатора, на котором устанавливают две установки по температуре:

Первая – 50-60ºС,

Вторая – 90-95ºС.

Она реагирует на изменение температуры масла. При этом диспетчеру приходит сигнал о перегреве масла.

При дальнейшем повышении температуры происходит отключение силового трансформатора от сети.

Нагревать трансформаторное масло свыше 100ºС запрещено, так как теряются его изоляционные свойства.

Расчет оборудования КРУН-10кВ

КРУН-10 кВ – комплексное распределительное устройство натужней установки с Uн – 10 кВ.

Выбираем КРУН-10 кВ шатрового типа с ячейками К-59 с масленым выключателем ВК-10 с электромагнитным приводом.

КРУН-10 кВ состоит из следующих ячеек:

1 – ячейка ввода,

2 – ячейка ТСН,

3 – ячейка ТН-10,

4 – линейная ячейка,

5 – СВ-10 кВ.

1.Расчет и выбор ячейки ТСН.

Трансформатор собственных нужд предназначен для питания оперативных цепей, устройств РЗА, противоаварийной автоматики, оборудования связи телемеханики, обогрев помещения, освещение ПС, подогрев проводов МВ.

Состав схемы:

Q2 – масленый выключатель ввода,

FV1 – вентильные разрядники, для защиты ТСН от перенапряжений,

FU1 – плавкие предохранители типа ПК-10 для защиты ТСН с высокой стороны от токов КЗ.

ТСН – трансформатор собственных нужд.

Расчет ТСН.

1. Мощность ТСН выбирается как 1/100 от мощности силового трансформатора.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.30)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где Sн – номинальная мощность силового трансформатора, равная 6,3 кВА

Sтсн = 0,01·6300 = 63 кВА

2. Для защиты нейтрали устанавливают защиту нулевой последовательности, а с низкой стороны ТСН устанавливают автоматический выключатель.

3. Выбираем ток и время срабатывания защиты нулевой последовательности

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.31)

где UН – напряжение с низкой стороны силового трансформатора, равной 0,4 кВ.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Определяем ток срабатывания защиты нулевой последовательности.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

IСЗ = 0,5·92,6 = 46,3А

Определяем время срабатывания защиты tСЗ = 0.6 сек.

Выбираем установки для защиты нулевой последовательности

IСЗ = 46 А; tСЗ = 0,6сек.

Данные ТСН и силового трансформатора сводим в таблицу.

Таблица 2

Характеристики ТСН и силового трансформатора

--------------------------------------------------
Типы 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 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Расчет и выбор ячейки ТН-10 кВ

Выбираем ТН-10 кВ типа НТМИ-10.

Трансформатор напряжения трех фазный маслом наполненный, с естественной циркуляцией масла, измерительный. ТН применяется для защиты приборов учета и измерения запитки обмоток реле, устройств телемеханики и автоматики с помощью ТН измеряется на СШ-10 кВ косвенным способом.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рис.5. Схема подключения ТН-10 кВ

ТН состоит из электромагнитной системы пятистержневого магнитопровода, на который наматывается 3 катушки. Первая высоковольтная соединяется в звезду и с нее снимается U = 100 В, третья, низковольтная соединена в треугольник с нее снимается напряжение нулевой последовательности, реагирует на Короткое замыкание, связанные с землей и диспетчеру приходит сигнал «земля на сети 10 кВ».

Основным параметром ТН является коэффициент трансформации КТН = 100. Он используется для измерения напряжения на СШ-10 кВ косвенным способом.

ТН выбирают по условию:

1.UТН-10 ≥ UЭЛ. УЧ.

2.SРАСЧ ≤ SН

3. Класс точности

ТН должен соответствовать классу точности измерительных приборов.

Таблица 3

Паспортные данные ТН-10

--------------------------------------------------
Тип ТН | Напряжение В | Мощность ВА |
---------------------------------------------------------
ВН | НН | 0,5 | 1,0 | 3,0 |
---------------------------------------------------------
НТМИ | 10000 | 100 | 120 | 200 | 500 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Выбор нагрузок на ТН-10 кВ

Основная нагрузка на ТН – это измерительные приборы и приборы учета. Лилейная ячейка укомплектована счетчиком активной и реактивной энергии.

Ячейка ввода укомплектована ваттметром, вольтметром и счетчиком активной энергии.

Исходя из условия КРУН составляем таблицу.

Таблица 4

Данные нагрузок

--------------------------------------------------
Прибор | Тип |

SН,

ВА

| Число катушек | cosφ | sinφ | Число приб. | Мощность |
---------------------------------------------------------
Р[ВТ] | Q[ВАР] |
---------------------------------------------------------
Вольтметр | Э-335 | 2 | 1 | 1 | 0 | 1 | 2,0 | - |
---------------------------------------------------------
Ваттметр | Д-355 | 1,5 | 2 | 1 | 0 | 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 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Определяем полную нагрузку на ТН

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.32)

где Р – активная мощность, равная 55 Вт,

Q – реактивная мощность, равная 95 ВАР

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Выбираем согласно расчета ТН мощностью 200 ВА и класс точности 1,0. Выбираем ячейку ввода: тип ячейки К-59 ВК-10 – масляный выключатель колонковый с электромагнитным приводом.

Выключатель имеет 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.

Выбираем мощность выключателя по следующим условиям:

1. Uн ≥ Uраб (3.33)

2. IH ≥ Iрасч (3.34)

3. IОТКЛ ≥ Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.35)

4. ≥ SКЗmax (3.36)

Определяем полную мощность КЗ

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.37)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.МВА

Таблица 5

Расчетные и паспортные данные МВ

--------------------------------------------------
Расчетные данные | Паспортные данные |
---------------------------------------------------------

Uраб = 10 кВ

|

Uн= 10 кВ

|
---------------------------------------------------------

Iрасч =350 А

|

IH= 630А

|
---------------------------------------------------------

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. = 3,4 кА

|

IОТКЛ = 20 кА

|
---------------------------------------------------------

SКЗmax = 61 МВА

|

SОТК= 250 МВА

|
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Выбираем ячейку К-59 с масленым включателем ВК-10, имеющий электромагнитный привод.

Межсекционный масленый включатель выбираем по тем же условиям. Линейная ячейка выбирается с масленым выключателем ВК-10 с Iрасч = 630 А.

Расчет МТЗ-10 кВ

ПС «Орлово»

--------------------------------------------------
Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. |
---------------------------------------------------------
--------------------------------------------------

250

|
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------   |
---------------------------------------------------------
--------------------------------------------------

250

|
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------   |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Рис.6 Схема распределительной сети

--------------------------------------------------
-------------------------------------------------- --------------------------------------------------   |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

1. Суммарная мощность сети:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.38)

где РТП – мощность ТП-10/0,4 кВ

S = 100+250+160+250 = 760 кВА

2. Определяем номинальный ток

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.39)

где UН – номинальное напряжение, равное 10,5 кВ

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

3. Определяем ток срабатывания защиты

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.40)

где КН – коэффициент надежности, равный 1,1,

КСЭП – коэффициент самозапуска, равный 1,

КВ – коэффициент возврата реле РТ-40, равный 0,8.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

4. Определяем сопротивление трансформаторов

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.41)

где UК – напряжение КЗ силового трансформатора

S – мощность силового трансформатора, равная 6,3 кВА

UН – номинальное напряжение с высокой стороны, равное 115 кВ, так как Sнm1 = Sнm2, то

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

При номинальной работе Т1 и Т2

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.42)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

5. Определяем коэффициент перевода со стороны 110 кВ на сторону 10 кВ

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

6. Определяем сопротивление на шинах 10,5 кВ.

Для этого к сопротивлению системы прибавляем сопротивление трансформатора.

Таблица 6

Расчет для Т1 и Т2

--------------------------------------------------
Максимальный 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

|
---------------------------------------------------------

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
---------------------------------------------------------
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

|
---------------------------------------------------------

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Из расчетов определили сопротивление на шинах 10 кВ ХСmin = 2,2 Ом.

7. Для определения тока КЗ в самом удаленном участке распределительной сети необходимо определить сопротивление проводов линии 10 кВ.

Длина линии АС – 70 ℓ = 4,0 км.

АС-70-4(0,42+j0.4) = 1.68 + j1.6

Длина линии А – 50

ℓ = 1,4 + 6,4 + 1,6 = 9,4 км

А – 50 – 9,4(0,576 + j0,4) = 5,4 + j3,76.

Сопротивление до точки К1 рис.3,6

1,68 + j1,6

5,49 + j3.76

+ j2.2

7.08 + j7.56

Определяем косвенное сопротивление

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

8. Опре5деляем ток КЗ в точке К1

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.42)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.43)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

9. Определяем ток срабатывания защиты

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.44)

где Кч – коэффициент чувствительности защиты, равный 1,5.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

На электромагнит отключения подается ток I = 5 А.

Выбираем коэффициент запаса КЗ = 1,2

I = 5·1,2 = 6 А

Принимаем уставки

IСЗ = 200 А

t = 0,7 сек

РТ 40/20

КТТ = 100/5

Перенапряжение в СЭС

Защита линий электропередачи от грозовых перенапряжений.

Показателем грозоупорности ВЛ является удельное число грозовых отключений линии на 100 км длины и 100 грозовых часов в году. Для конкретных линий рассчитывается число грозовых отключений на полную длину и один год.

Молниезащиты ВЛ имеет целью уменьшение до экономически обоснованного числа грозовых отключений линии.

К основным средствам молниезащиты ВЛ относят:

1. Защита от прямых ударов молнии с помощью тросовых молниеотводов, подвешенных на линиях 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 очень высоких переходных опор, что повышает импульсную прочность линейной изоляции.

4. Применение трубчатых разрядников для защиты ослабленной изоляции или отдельных опор.

5. Соблюдение нормативных расстояний по воздуху при пересечении воздушных линий между собой и с линиями связи, а в случае линий на деревянных опорах применение трубчатых разрядников, которые устанавливаются на опорах, ограничивающих пролет пересечения.

Рассмотрим на примере расчета, требуется ли установка на ВЛ-110 кВ питающих РПС «Орлово» 110 кВ защитного троса.

При ударе молнии в провод ВЛ в месте удара возникает напряжение пробоя.

Uпр ≈100·IМ (3.46)

Где IМ – ток молнии.

Если это напряжение превысит импульсное 50% - Ное разрядное напряжение U50% гирлянды изоляторов (Uпр> U50%), она будет перекрыта при токе молнии:

IМ ≥ IЗ = U50%/100 (3.47)

Где IЗ – ток «защитного уровня» линии.

Для ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах гирлянда состоит из 7 изоляторов, имеющих высоту 167 мм; общая строительная высота гирлянды равна 1169 мм. Импульсная прочность U50% такой гирлянды равна кВ. Следовательно «защитный уровень» ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах составит:

IЗ = U50%/100 = 550/100 = 505 кА

Вероятность ударов молнии с током 5,5 кА и более от общего количества ударов определим по графику зависимости вероятности перекрытия от тока молнии показанному на рисунке №3.7. Он составляет приблизительно 85%. Следовательно:

Р пер = 0,85

Примем среднюю высоту подвеса Rср = 10м, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. = 0,7 для ВЛ – 110 кВ коэффициент перехода импульсной искры в силовую.

При 50 грозовых часах в году (ПУЭ, Тюменская область) удельное число отключений:

nоткл = h·hc·Рпер·Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (3.48)

nоткл = 2·10·0,85·0,7

Следовательно, ВЛ-110 кВ будет работать ненадежно. Принимаем к установке грозозащитный трос.

Особое внимание должно уделяться грозозащиты подстанции (РПС), на которую с воздушных линий электропередачи набегают импульсы перенапряжений.

Для повышения надежности подстанций применяется прокладка на проходе линии металлических полос в земле, соединяющих заземлители опор (устройство противовесов); специальные схемы с выносом РВ или ОПН с подстанции на линию (каскадный принцип грозозащиты).

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рис.7 Схема грозозащиты ВЛ-110 кВ

Ограничение амплитуды импульса перенапряжения со стороны линий 10 кВ осуществляется с помощью трубчатого разрядника. В нашем случае при соединении с РПС ВЛ-10 кабельной перемычкой, устанавливаем трубчатый разрядник. Схема защиты РПС и распредсетей 10 кВ показана на рисунке 3.8

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рис.8 Схема грозозащиты ВЛ-10 к В

Для защиты от внутренних перенапряжений (коммутационных) используют шунтирующие реакторы, электромагнитные трансформаторы. Но наиболее широкое применение получили коммутационные разрядники (комбинированные) за их простоту, надежность и дешевизну. Разрядник ограничивает любые виды коммутационных перенапряжений, рассчитывая в своем резисторе часть энергии Такое глубокое ограничение внутренних перенапряжений обеспечивает ОПН..

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рис.9 Токовые цепи дифференциальной защиты

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рис. 10 Токовые цепи МТЗ-110

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рис. 11 Операционные цепи дифференциальной защиты, МТЗ-110, газовой защиты

Работа схемы, состав.

Схема дифференциальной защиты состоит из трансформаторов тока с высокой стороны вторичные обмотки соединяются по схеме ∆, а с низкой стороны неполной Ỵ.

Такое соединение нужно, чтобы убрать сдвиг по фазе 330º в силовом трансформаторе.

SQ1-3 – токовые блоки БИ-4.

КАW1-2 – реле ДЗТ-11.

Ток

Здесь опубликована для ознакомления часть дипломной работы "Повышение надежности электроснабжения потребителей н. п. Орлово Армизонского района Тюменской области с выбором оборудования на ПС 110/10 кВ "Орлово"". Эта работа найдена в открытых источниках Интернет. А это значит, что если попытаться её защитить, то она 100% не пройдёт проверку российских ВУЗов на плагиат и её не примет ваш руководитель дипломной работы!
Если у вас нет возможности самостоятельно написать дипломную - закажите её написание опытному автору»


Просмотров: 732

Другие дипломные работы по специальности "Физика":

Электроснабжение завода продольно-строгальных станков

Смотреть работу >>

Математическое моделирование пластической деформации кристаллов

Смотреть работу >>

Электроснабжение фермы КРС на 800 голов в ОАО "Петелино" Ялуторовского района Тюменской области с обеспечением нормативных условий надежности

Смотреть работу >>

Электроснабжение судоремонтного завода

Смотреть работу >>

Реконструкция электрической части подстанции 3510 кВ 48П "Петрозаводская птицефабрика"

Смотреть работу >>