Размещено на http://www.allbest.ru

• СОДЕРЖАНИЕ
• ВВЕДЕНИЕ
• 1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ПОДСТАНЦИИ
• 2. РАСЧЕТ МОЩНОСТИ И ВЫБОР ГЛАВНЫХ ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
• 3. КОМПОНОВКА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ 35 И 10 КВ
• 4. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
• 5. ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ
• 5.1 Выбор выключателей и разъединителей
• 5.2 Выбор трансформаторов тока
• 5.3 Выбор трансформаторов напряжения
• 5.4 Выбор ограничителей перенапряжения
• 6. РАСЧЕТ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОДСТАНЦИИ
• 6.1 Характеристика потребителей
• 6.2 Определение расчетных нагрузок
• 6.3 Выбор трансформаторов собственных нужд
• 6.4 Выбор системы оперативного тока
• 6.5 Выбор жил кабелей
• 6.6 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры
• 7. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
• 7.1 Расчет релейной защиты трансформаторов 35/10 кВ
• 7.1.1 Максимальная токовая защита трансформатора
• 7.1.2 Токовая отсечка трансформатора
• 7.1.3 Газовая защита трансформаторов
• 7.2 Расчет релейной защиты отходящих присоединений 10 кВ
• 7.3 Расчет АВР-10 кВ
• 8. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
• 8.1 Оценка затрат на проведение работ
• 8.2 Оценка целесообразности реконструкции
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ


ВВЕДЕНИЕ

Подстанция 35/10кВ «Городищна» находится в эксплуатации более сорока лет. Оборудование выработало свой срок службы. На ПС установлено морально и физически устаревшее оборудование: отделители и короткозамыкатели, масляный выключатель на стороне 35кВ, масляные выключатели 10 кВ, релейная защита и автоматика выполнена на электромеханических реле.

В силу выше перечисленного возникает необходимость реконструкции ПС с заменой оборудования на отвечающее действующим нормам, требованиям и правила, а так же технической политике ОАО «Россети».

подстанция трансформатор ток замыкание электрооборудование



1 ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ПОДСТАНЦИИ

Потребителями ПС Городищна в основном являются сельские населенные пункты.

Данные потребителей ПС приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Исходные данные по потребителям ПС

ЛЭП	Pр, кВт	Qр, квар	Sр, кВА	Протяженность линии, м
Больница	196	78	213	10500
Жар	100	40	109	8000
Васильево	221	88	240	16200
Макарино	230	92	250	1200
Низовки	100	40	109	8000
Вахонькино	230	92	250	1200
Юшково	100	40	109	8000
Школа	212	85	230	16200
Итого по ПС	1389	556	1510



2. РАСЧЕТ МОЩНОСТИ И ВЫБОР ГЛАВНЫХ ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

При определении расчетной мощности подстанции следует учесть мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН), которые присоединяются к сборным шинам НН, а также коэффициент перспективы роста нагрузок на 5 - 10 лет (к₁₀ = 1,1). Тогда полная расчетная мощность подстанции будет равна:

S_{расч п/ст} = (S_расч + S_СН)·К₁₀, МВ·А, (2.1)

где S_расч - расчетная мощность района.

Предварительно выбираем мощность собственных нужд подстанции S_сн=40 кВ·А.

Полная расчётная мощность подстанции будет равна

S_{расч.п/с}=(1,510+0,04)•1,1=1,705МВ•А.

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 на трансформаторы, перегрузки и резерва по сетям НН, обеспечивали питание нагрузки К_З = 0,7

, МВ•А; (2.2)

МВ•А.

Принимаем два трёхфазных трансформатора ТМН-1600/35/10.

.

Проверяем перегрузочную способность трансформаторов в аварийном режиме по условию:

. (2.3)

Находим К_ПАВ , учитывая, системное охлаждение трансформатора , температуры окружающей среды.

1,4 • 1,6 = 3>2,28.

Условие (2.3) выполняется.

Технические данные трансформатора приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Технические данные трансформаторов

Тип	Sн МВ·А	Uном, кВ	Pх кВт	Uк , %	Pк кВт	цена т.р
		ВН	НН
ТМН-1600/35/10	1,6	35	10,5	5,5	10,5	22	1900



3. КОМПОНОВКА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ 35 И 10 кВ

Схемы РУ ПС при конкретном проектировании разрабатываются на основании схем развития энергосистемы, схем электроснабжения района или объекта и других работ по развитию электрических сетей и должны:

На стороне 35 кВ применяется открытое распределительное устройство с одной системой шин.

На стороне 10 кВ применяется комплектное распределительное устройство на базе ячеек КРУ D-12PL по схеме 10-1 -- одна секционированная выключателем система шин применяется при двух трансформаторах, каждый из которых присоединен к одной секции.

Распределительное устройство 35 кВ выполнено открытого типа на модульных металлоконструкциях БМК «Исеть» производства ЗАО ГК "ЭнТерра".

Ошиновка выполнена из алюминиевых труб, короткие перемычки проводом АС.

Распределительное устройство 10 кВ применено закрытого типа на основе ячеек КРУ «Классика» 10 кВ серии D12PL производства НПК «Таврида-Электрик».

КРУ 10 кВ располагается в модульном здании электротехнического назначения.



4. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчет токов КЗ проводится для выбора и проверки уставок релейной защиты и автоматики, а также для проверки параметров оборудования.

Введем ряд допущений, упрощающих расчет и не вносящих существенных погрешностей:

1. Линейность всех элементов схемы ;

2. Приближенный учёт нагрузок ;

3.Симметричность всех элементов за исключением мест короткого замакыния ;

4. Пренебрежение активными сопротивлениями, если X/R>3 ;

5. Токи намагничивания трансформаторов не учитываются ;

Погрешность расчетов при данных допущениях не превышает 2ч5 %.

Расчетная схема представлена на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 - Расчетная схема

Схема замещения представлена на рисунке 4.2.

Рисунок 4.2 - Схема замещения для расчета токов КЗ

Токи короткого замакыния в максимальном и минимальном режимах на шинах 35 кВ ПС: I_КЗmin=2,4 кА, I_КЗmax=3,9 кА.

Параметры системы:

, Ом, (4.1)

где U_cpНН, U_cpНН- среднее напряжение на стороне ВН и НН соответственно, кВ;

I_кзВН- ток трёхфазного КЗ на шинах ВН подстанции , МВ·А.

Ом;

Ом.

ЭДС системы:

Е_С = U_ср,кВ; (4.2)

Е_С.НН = 10,5 кВ.

Параметры силовых трансформаторов:

Активное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 10,5 кВ.

, Ом; (4.3)

Ом.

Реактивное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 10,5 кВ.

,Ом; (4.4)

Ом.

Сопротивления трансформаторов 10/0,4 кВ приведенные к стороне 10 кВ сведены в таблицу 4.1.



Таблица 4.1 - Параметры трансформаторов 10/0,4

S, кВА	Х, Ом	R, Ом
25	198,45	105,84
40	124,03	60,64
63	78,75	35,56
100	49,61	21,83
160	31,01	11,41
250	19,85	6,53
400	12,40	3,79

Сопротивления ЛЭП:

R_ЛЭП = r₀ • l, Ом; (4.5)

X_ЛЭП = x₀ • l , Ом. (4.6)

Параметры воздушных линий сведены в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 - Параметры отходящих линий

ЛЭП	Протяженность линии, м	Марка провода, кабеля	r, Ом/м	x0, Ом/м	Rвл, Ом	Xвл, Ом
Больница	10500	СИП-3 1х50	0,000720	0,00030	7,560	3,150
Жар	8000	СИП-3 1х50	0,000720	0,00030	5,760	2,400
Васильево	16200	СИП-3 1х50	0,000720	0,00030	11,664	4,860
Макарино	1200	СИП-3 1х50	0,000720	0,00030	0,864	0,360
Низовки	8000	СИП-3 1х50	0,000720	0,00030	5,760	2,400
Вахонькино	1200	СИП-3 1х50	0,000720	0,00030	0,864	0,360
Юшково	8000	СИП-3 1х50	0,000720	0,00030	5,760	2,400
Школа	16200	СИП-3 1х50	0,000720	0,00030	11,664	4,860

Расчёт токов КЗ выполняется для напряжения той стороны, к которой приводятся сопротивления схемы.



, кА, (4.7)

где - полное суммарное эквивалентное сопротивление от источника питания до расчётной точки КЗ, Ом.

Установившееся значение тока при двухфазном КЗ определяется по значению тока трёхфазного КЗ:

, кА. (4.8)

Ударный ток:

кА, (4.9)

где к_уд - ударный коэффициент.

Расчёт токов КЗ производим без учёта подпитки со стороны нагрузки.

Приведем пример расчета для ВЛ Макарино:

кА;

кА;

кА;

;

;

кА.

Расчет токов КЗ сведен в таблицу 4.3.

Таблица 4.3- Расчет токов КЗ на стороне 10 кВ

ЛЭП	I(3)КЗmax, кА	I(3)КЗmin, кА	I(2)КЗ, А	I(3)КЗmax0,4, кА	Та	куд	iуд
Больница	0,54	0,54	0,47	0,26	0,0044	1,104	0,86
Жар	0,64	0,64	0,55	0,28	0,0050	1,132	1,05
Васильево	0,39	0,39	0,34	0,17	0,0038	1,073	0,61
Макарино	1,15	1,13	0,98	0,33	0,0139	1,487	2,46
Низовки	0,64	0,64	0,55	0,28	0,0050	1,132	1,05
Вахонькино	1,15	1,13	0,98	0,33	0,0139	1,487	2,46
Юшково	0,64	0,64	0,55	0,28	0,0050	1,132	1,05
Школа	0,39	0,39	0,34	0,17	0,0038	1,073	0,61
Шины 10 кВ	1,27	1,24	1,08		0,0390	1,773	3,24

Ток однофазного замакыния на землю определяется по формуле:

А, (4.10)

где U_ф - напряжение фазы сети;

щ - угловая частота напряжения сети;

С_уд - емкость 1 км фазы сети относительно земли, мкФ/км;

L - общая протяженность сети, км.

Но с точностью для практических расчетов, в том числе, для решения вопроса о необходимости компенсации емкостного тока замакыния на землю, расчет производим по формуле.

А, (4.11)

где U_ном - номинальное напряжение сети, кВ;

L_в - общая протяженность воздушных линий сети, км;

L_к - общая протяженность кабельных линий , км.

Определим ток однофазного замакыния на землю для отходящих линий 10 кВ. В ПУЭ оговорено: величина емкостного тока замакыния на землю для нормального режима сети. А в данном случае, нормальным режимом работы является раздельная работа силовых трансформаторов (секционные выключатели отключены).

Для отходящих линий 10 кВ:

А.

В соответствии с ПУЭ п.1.2.16 Компенсация емкостного тока должна применяться при значениях этого тока в нормальных режимах:

в сетях, не имеющих железобетонных и металлических опор на воздушных линиях электропередачи:

более 20 А при напряжении 10 кВ;

В нашем случае компенсация емкостного тока не требуется.



5. ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ

5.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатели выбираются по номинальному значению тока и напряжения, роду установки и условиям работы, конструктивному исполнению и отключающим способностям[3].

Выбор выключателей производится:

1) по напряжению:

U_НОМ ? U_{НОМ.СЕТИ} , кВ. (5.1)

2) по длительному току:

I_НОМ ? I_{РАБ.МАХ} , А. (5.2)

3) по отключающей способности.

Проверяется возможность отключения периодической составляющей тока короткого замакыния:

?_а,?? ?_а,ном=•?_норм•I_{откл. норм} , (5.3)

где ?_норм -- нормативное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения;

? -- наименьшее время от начала короткого замакыния до момента расхождения контактов.

?=?_{з, min} + t_соб., с., (5.4)

где ?_{з, min} =0,01 с -- минимальное время действия защиты;

t_соб.-- собственное время отключения выключателя.

Допускается выполнение условия:

•(1+?_норм)•I_{откл. норм} >?_к,?= •I_П,?+ ?_а,? . (5.5)

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току короткого замакыния:

? I_{пр. скв.};i_{пр. скв} =i_дин. >i_уд., А, (5.6)

где I_{пр. скв} -- действительное значение предельного сквозного тока короткого замакыния;

-- начальное значение периодической составляющей тока короткого замакыния в цепи выключателя.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу:

I²_{терм. норм.}•t_{терм. норм.} ? В_К, (5.7)

где I²_{терм. норм.} -- предельный ток термической стойкости;

t_{терм. норм.} -- нормативное время протекания предельного тока термической стойкости.

Вк=(I⁽³⁾_к.мах)²(t_откл+Т_а), кА²·с , (5.8)

где Т_а = 0,02 с -- апериодическая составляющая тока кз;

t_откл -- справочная величина.

t_откл = t_р.з.осн + t_в.откл, с, (5.9)

где t_р.з.осн -- время действия основной релейной защиты;

t_в.откл- полное время отключения выключателя.

Выбор аппаратуры производим по номинальному значению тока и напряжения.

, А. (5.10)

Рассчитаем рабочий ток на стороне 35 кВ с учетом транзита мощности 13 МВА:

А;

А.

На стороне 35 кВ применяются разъединители РЛНД-2-35/600-УХЛ1:

U_ном =35 кВ, I_ном =600 А, i_пр.скв =50 кА, I_терм = 20 кА.

Изоляция полимерная, привод электродвигательный ПД-14.

На стороне 35 кВ применяются элегазовые выключатели 3AF01-A-35-31,5/1600:

U_ном =35 кВ, I_ном =1600 А,I_откл = 31,5 кА, i_пр.скв =63 кА, I_терм = 31,5 кА

На стороне 10 кВ применяются вакуумные выключатели ВВ/Tel-10-1000/20:

U_ном =10 кВ, I_ном =1000 А, I_откл = 25 кА,i_пр.скв =50 кА, I_терм = 20 кА.

5.2 Выбор трансформаторов тока

Условия выбора трансформаторов тока:

U_ном ?U_сети, кВ; (5.11)

I_ном ?I_раб.max , А; (5.12)

i_дин ?i_уд , кА ; (5.13)

I²·t ?В_к,кА²·с. (5.14)

На стороне 35 кВ применяются трансформаторы тока ТОЛ-35-50/5:

U_ном =35 кВ, I_ном =50 А, i_дин=80 кА, I_терм = 20 кА.

Класс точности обмоток защит 5Р, класс точности измерительных обмоток коммерческий учет 0,5S, измерения 0,5.

На стороне 10 кВ применяются трансформаторы тока ТЛК-10-6:

U_ном =10 кВ, i_дин=52 кА, I_терм = 10 кА.

Класс точности обмоток защит 5Р, класс точности измерительных обмоток коммерческий учет 0,5S, измерения 0,5.

5.3 Выбор трансформаторов напряжения

Условие выбора трансформаторов напряжения[3]:

, кВ. (5.15)

На стороне 10 кВ применяются трансформаторы напряжения НАМИ-10:

U_ном = 10 кВ, U_НОМ1= 10/v3 кВ, U_НОМ2 = 100/v3 В, U_{ном.доп} = 100 В, S_ном = 150 ВА, S_пред = 1000 ВА.

Класс точности обмоток защит 3Р, класс точности измерительных обмоток 0,5.

5.4 Выбор ограничителей перенапряжения

Для работы в сетях с эффективно заземленной нейтралью, для ограничения перенапряжений, в нейтраль трансформатора включают ограничители перенапряжений, устанавливаемые вблизи защищаемого оборудования.

Условия выбора ограничителей:

, кВ. (5.16)

ОПНп-35/680/44 УХЛ1:

U_{ном. опн}=35 кВ;

U_{ост.г. опн}=39,7 кВ при I_г=10 кА;

U_{ост.к. опн}=44,5 кВ при I_г=1000 А.

ОПНп-10/600/12 УХЛ1:

U_{ном. опн}=10 кВ;

U_{ост.г. опн}=38 кВ при I_г=10 кА;

U_{ост.к. опн}=30,75 кВ при I_г=1000 А.



6. РАСЧЕТ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОДСТАНЦИИ

6.1 Характеристика потребителей

Характеристики потребителей собственных нужд приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Характеристика потребителей

Наименование потребителя	Uн, В	Pном, кВт	Ко	cosц
Цепи обогрева приводов выключателей 35 кВ	220	1,2	1	0,95
Цепи обогрева приводов разъединителей 35 кВ	220	1,3	1	0,95
Обогрев шкафов зажимов ОРУ 35 кВ	220	0,5	1	0,95
КРУ 10 кВ	380	15	0,7	0,9
АСКУЭ	220	1,5	0,6	0,8
ШОТ	380	10	1	0,8
ОПУ	380	15	0,7	0,9
Аппаратура телемеханики и связи	220	2	0,7	0,8
Наружное освещение	220	2,5	1	0,95
Измерительные приборы	220	0,5	0,6	0,9
Освещение панелей РЗА	220	0,2	1	0,95
Итого по СН	380
Потребители постоянного тока
Цепи оперативного тока КРУ 10 кВ	220	0,6	1	1
Цепи оперативного тока ОПУ	220	0,5	1	1
Цепи сигнализации	220	1,2	1	1
Приводы разъединителей 35 кВ	220	3,6	0,2	1
Цепи отключения выключателей-1 35 кВ	220	3,2	0,2	1
Цепи отключения выключателей-2 35 кВ	220	3,2	0,2	1
ЩАО	220	0,4	1	1
Итого по ШОТ	220



6.2 Определение расчетных нагрузок

Расчетная нагрузка принимается равной:

Р_р = К_О • Р_Н , кВт; (6.1)

Q_р= Р_р • tgц,квар, (6.2)

где К_О - коэффициент одновременности.

tgц - соответствует cosц данной группы электроприемников.

Полная расчетная мощность:

, кВА. (6.3)

Расчетный ток для группы электроприемников находится по формуле:

А, (6.4)

где U_ном - номинальное напряжение сети, кВ.

Определим основные нагрузки потребителей собственных нужд и сведем их в таблицу 6.2.

Таблица 6.2- Расчет нагрузок СН

Наименование потребителя	Рр, кВт	Qр, квар	Sр, кВА	Iр, А
ЩСН
Цепи обогрева приводов выключателей 35 кВ	1,2	1,14	1,66	7,52
Цепи обогрева приводов разъединителей 35 кВ	1,3	1,2110	1,79	8,15
Обогрев шкафов зажимов ОРУ 35 кВ	0,5	0,475	0,69	3,13
КРУ 10 кВ	10,5	9,45	14,13	21,27
АСКУЭ	0,9	0,72	1,15	5,24
ШОТ	10	8	12,81	19,48
ОПУ	10,5	9,45	14,13	21,49
Аппаратура телемеханики и связи	1,4	1,12	1,79	8,15
Наружное освещение	2,5	2,375	3,45	15,67
Измерительные приборы	0,3	0,27	0,40	1,83
Освещение панелей РЗА	0,2	0,19	0,28	1,25
Итого по СН	40,1	34,91	53,16	139,90
ЩПТ
Цепи оперативного тока КРУ 10 кВ	0,6			2,73
Цепи оперативного тока ОПУ	0,5			2,27
Цепи сигнализации	1,2			5,45
Приводы разъединителей 35 кВ	0,72			3,27
Цепи отключения выключателей-1 35 кВ	0,64			2,91
Цепи отключения выключателей-2 35 кВ	0,64			2,91
ЩАО	0,4			1,82
Итого по ЩПТ	4,7			21,36

6.3 Выбор трансформаторов собственных нужд

Коэффициент загрузки трансформаторов СН выбирается таким образом, что бы один трансформатор мог обеспечивать электроснабжение всех потребителей СН неограниченное количество времени К_З = 0,5.

Количество трансформаторов определяется по выражению:

,кВА, (6.5)

где S_н.тр - номинальная мощность трансформатора;

кВА.

Применим трансформаторы типа ТМГСУ - 63/10/0,4.

6.4 Выбор системы оперативного тока

На подстанции применяется система постоянного оперативного тока на основе шкафов оперативного тока (ШОТ). Для обеспечения бесперебойного электроснабжения устройств РЗА, блоков управления выключателями, авариийного освещения используются аккумуляторные батареи.

Мощность потребляемая ШОТ составляет 4,7 кВт, выбираем ШОТ ТИРОСОТ 220/32-40-10 20 А производства фирмы Benning, который выполнен в виде четырех шкафов: два распределительных шкафа с автоматическими выключателями, шкаф с зарядными устройствами, шкаф с аккумуляторной батареей.

Аккумуляторная батарея на основе малообслуживаемых свинцово-кислотных аккумуляторов 2OCSM емкостью 50 А·ч, обеспечивает питание нагрузки не менее 2 часов.

6.5 Выбор жил кабелей

Для выбора кабелей необходимо знать номинальные токи электроприемников, которые рассчитываются по формуле:

,А. (6.6)

Выбранные кабели необходимо проверить:

- по нагреву расчетным током:

,А, (6.7)

где - длительно допустимый ток, А;

- поправочный коэффициент, учитывающий отличие температуры в цехе от температуры, при которой задан , ;

- расчетный ток потребителя;

- поправочный коэффициент, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки для кабелей при их многослойной прокладке в коробах, .

- на потери напряжения:

, (6.8)

где , - активное и реактивное удельные сопротивления линии, мОм/м;

- длинна линии, км.

Согласно ПУЭ потеря напряжения должна удовлетворять условию:

. (6.9)

Пример расчета для кабеля, питающего КРУ 10 кВ.

А.

Выбираем кабель ВВГнг 5х2,5, Iдоп = 26А.

Проверяем по нагреву расчетным током:

.

Проверяем по потере напряжения:

4,06%< 5%.

Выбранный кабель удовлетворяет всем условиям.

Выбор остальных кабелей сведем в таблицу 6.3.

Таблица 6.3 - Выбор кабелей, питающих электроприемники

Электроприемник	Uн, В	Iр, А	L,м	Марка кабеля	Iдоп, А	ДU, В	ДU, %
Шины СН	380	127,46	15	AВВГнг 5х95	190	1,10	3,16
Цепи обогрева приводов выключателей 35 кВ	220	7,52	40	ВВГнг 3х2,5	26	4,59	2,91
Цепи обогрева приводов разъединителей 35 кВ	220	8,15	50	ВВГнг 3х2,5	26	5,83	2,35
Обогрев шкафов зажимов ОРУ 35 кВ	220	3,13	50	ВВГнг 3х2,5	26	2,92	3,67
КРУ 10 кВ	380	21,27	10	ВВГнг 5х2,5	26	3,59	4,06
АСКУЭ	220	5,24	10	ВВГнг 3х2,5	26	1,70	4,23
ШОТ	380	19,48	10	ВВГнг 5х2,5	26	3,36	4,12
ОПУ	380	21,49	10	ВВГнг 5х2,5	26	3,59	4,06
Аппаратура телемеханики и связи	220	8,15	15	ВВГнг 3х2,5	26	2,52	3,86
Наружное освещение	220	15,67	50	ВВГнг 3х2,5	26	10,19	0,37
Измерительные приборы	220	1,83	15	ВВГнг 3х2,5	26	1,42	4,36
Освещение панелей РЗА	220	1,25	15	ВВГнг 3х2,5	26	1,31	4,40
ЩПТ
Цепи оперативного тока КРУ 10 кВ	220	2,73	20	ВВГнг 2х2,5	26	1,73	4,21
Цепи оперативного тока ОПУ	220	2,27	20	ВВГнг 2х2,5	26	1,62	4,26
Цепи сигнализации	220	5,45	20	ВВГнг 2х2,5	26	2,36	3,93
Приводы разъединителей 35 кВ	220	3,27	50	ВВГнг 2х2,5	26	3,00	3,64
Цепи отключения выключателей-1 35 кВ	220	2,91	40	ВВГнг 2х2,5	26	2,45	3,89
Цепи отключения выключателей-2 35 кВ	220	2,91	40	ВВГнг 2х2,5	26	2,45	3,89
ЩАО	220	1,82	30	ВВГнг 2х2,5	26	1,73	4,21

6.6 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры

Условия выбора и проверки автоматических выключателей:

1) По напряжению:

,кВ. (6.10)

2) По номинальному току:

,А. (6.11)

3) По отстройке от пиковых токов:

,А, (6.12)

где - ток срабатывания отсечки;

- коэффициент надежности;

- пиковый ток.

4) По условию защиты от перегрузки:

,А. (6.13)

5) По времени срабатывания:

,с, (6.14)



где - собственное время отключения выключателя;

- ступень селективности.

6) По условию стойкости к токам КЗ:

,А, (6.15)

где ПКС - предельная коммутационная способность.

7) По условию чувствительности:

, (6.16)

где - коэффициент разброса срабатывания отсечки,.

Приведем пример выбора автоматического выключателя на отходящей линии к КРУ 10 кВ.Выбираем выключатель марки ABB S20025 А:

I_н.в. = 25 А; I_{э/м.расц} = 400 А; I_т.расц = 25 А; ПКС=40кА.

1) 660 В > 380 В;

2) I_н.в. =25 А>I_н = 21,27 А;

3) К_н·I_пик = 4·21,27= 85,08 А, I_{э/м.расц} = 400 А>85,08 А;

4) 1,1·21,27= 23,4А; I_т.расц = 25 А>23,4 А; I_т.расц = 25 А<26 А;

5) t_{э/м.расц} = 0,02 с;

6) ПКС=85кА>i_уд = 2,85 кА;

7)

Выбор остальных автоматических выключателей сведен в таблицу6.4 .



Таблица 6.4 - Выбор автоматических выключателей

Защищаемый элемент	Тип выключателя	Iр, А	In, А	Ir, А	Isd, А	Кч	ПКС, кА
Шины СН	ABB TmaxT1	127,46	160	160	800	2,31	25
Цепи обогрева приводов выключателей 35 кВ	ABB S200	7,52	16	400	80	3,03	85
Цепи обогрева приводов разъединителей 35 кВ	ABB S200	8,15	16	400	80	2,54	85
Обогрев шкафов зажимов ОРУ 35 кВ	ABB S200	3,13	6	400	30	6,77	85
КРУ 10 кВ	ABB S200	21,27	25	400	125	4,62	85
АСКУЭ	ABB S200	5,24	10	400	50	11,56	85
ШОТ	ABB S200	19,48	25	400	125	4,62	85
ОПУ	ABB S200	21,49	25	400	125	4,62	85
Аппаратура телемеханики и связи	ABB S200	8,15	10	400	50	9,39	85
Наружное освещение	ABB S200	15,67	20	400	100	2,03	85
Измерительные приборы	ABB S200	1,83	4	400	20	23,49	85
Освещение панелей РЗА	ABB S200	1,25	4	400	20	23,49	85
ЩПТ
Цепи опер. тока КРУ 10 кВ	ABB S200	2,73	4	400	20	19,78	85
Цепи опер. тока ОПУ	ABB S200	2,27	4	400	20	19,78	85
Цепи сигнализации	ABB S200	5,45	10	400	50	7,91	85
Приводы разъединителей 35 кВ	ABB S200	3,27	6	400	30	6,77	85
Цепи откл.выкл.й-1 35 кВ	ABB S200	2,91	4	400	20	12,13	85
Цепи откл.выкл.-2 35 кВ	ABB S200	2,91	4	400	20	12,13	85
ЩАО	ABB S200	1,82	4	400	20	15,04	85



7. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

7.1 Расчет релейной защиты трансформаторов 35/10 кВ

В соответствии с ПУЭ, для силового трансформатора мощностью более 6300 кВ·А должны выполняться следующие виды защит: дифференциальная токовая и газовая, которые используются в качестве основных защит, максимальная токовая защита (МТЗ), используемая в качестве резервной, и защита от перегрузки с действием на сигнал.

Для защиты силового трансформатора используем блок «Сириус-Т». Устройство микропроцессорной защиты «Сириус-Т» предназначено для выполнения функций основной защиты трехобмоточного трансформатора с высшим напряжением 35-220 кВ. Содержит ступени подменных МТЗ высшей, средней и низшей сторон трансформатора, которые выполнены с внешним комбинированным пуском напряжения.

Устройство предназначено для установки на панелях и шкафах в релейных залах.

Функции защиты выполняемые устройством:

- двухступенчатая МТЗ высшей стороны трансформатора с возможность комбинированного пуска по напряжению от сторон низшего и среднего напряжения;

- двухступенчатая МТЗ средней стороны трансформатора с возможность комбинированного пуска по напряжению от стороны среднего напряжения;

- двухступенчатая МТЗ низшей стороны трансформатора с возможность комбинированного пуска по напряжению от стороны низшего напряжения;

- защита от перегрузки по каждой стороне напряжения с действием на сигнализацию.

- прием сигналов от газового реле и струйного реле РПН.

7.1.1 Максимальная токовая защита трансформатора

Первичный номинальный ток трансформатора находится по формуле:

, А, (7.1)

где S_ном.тр - номинальная мощность трансформатора;

U_ном - номинальное напряжение.

А.

Выбор тока срабатывания максимальной токовой защиты определяется по формуле:

, А, (7.2)

где К_отс - коэффициент отстройки, к_отс = 1,05;

К_в - коэффициент возврата, к_в = 0,95;

1,4 - коэффициент допустимой перегрузки.

К_з - коэффициент запаса, К_з = 1,1.

А.

Коэффициент чувствительности МТЗ:

.

Ток срабатывания реле МТЗ:

A.

Время срабатывания защиты:

с; (7.3)

t_сз.нн = 1,1 + 0,3 = 1,4 с.

7.1.2 Токовая отсечка трансформатора.

Выбор тока срабатывания токовой отсечки:

I_с.о. = К_отс •I⁽³⁾_кз , кА, (7.4)

где К_отс - коэффициент надежности, К_отс =1,2;

I⁽³⁾_кз - максимальный ток трехфазного короткого замакыния на шинах НН.

Коэффициент чувствительности токовой отсечки:

, (7.5)

где I⁽³⁾_к,max - максимальный ток трехфазного короткого замакыния в месте установки.

Ток срабатывания отсечки:

I_с.о. = 1,2•548,6 = 658,3 кА.

Коэффициент чувствительности токовой отсечки:

.

Ток срабатывания реле токовой отсечки:

A.

7.1.3 Газовая защита трансформаторов

Газовая защита реагирует на повреждения внутри бака трансформатора, при которых происходит выделение газа или ускоренное протекание масла или смеси масла с газом из бака в расширитель, а также и по другим причинам (междуфазные КЗ, межвитковые замакыния в обмотках, замыкание обмотки на корпус, пожар в стали магнитопровода и др.).

Газовая защита поставляется с газовым реле Бухгольца BF 80/Q (B - реле с двумя элементами, F - с фланцем, 80 - внутренний диаметр фланца в мм, Q - фланец квадратной формы).

В зависимости от вида и развития повреждения трансформатора возможна последовательная работа сигнального и отключающего элементов реле или их одновременная работа.

7.2 Расчет релейной защиты отходящих присоединений 10 кВ

На одиночных линиях, согласно ПУЭ, с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться защита: первая ступень - токовая отсечка, вторая ступень - МТЗ с независимой или зависимой выдержкой времени.

Защиту воздушных линий выполним при помощи блоков «ТОР-200Л»

На линиях устанавливается двухступенчатая защита: отсечка и МТЗ.

Токовая отсечка:

I_с.о. = k_н •I⁽³⁾_кз , А, (7.6)

где k_н - коэффициент надежности, k_н =1,1;

I⁽³⁾_кз - максимальный ток трехфазного короткого замакыния в конце защищаемой линии.

Максимальная токовая защита:

, А, (7.7)

где k_зап - коэффициент запаса, учитывающий погрешность реле, неточности расчета, принимаем k_зап =1,1;

k_в - коэффициент возврата реле, для «ТОР-200Л» k_в = 0,95;

k_сз - коэффициент самозапуска, учитывает возможность увеличения тока в защищаемой линии вследствие самозапуска электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения К.З.;

I_pmax - максимальный ток в линии в нормальном режиме.

Чувствительность защиты считается достаточной, если при К.З. в конце защищаемого участка К_ч>1,5 , а при К.З. в конце резервируемого участка К_ч>1,2 Коэффициент чувствительности защиты:

, (7.8)

где I⁽²⁾_к,min - минимальный ток двухфазного короткого замакыния в конце защищаемой линии;

Вторичный ток срабатывания защит равен:

, А, (7.9)

где К_т - коэффициент трансформации трансформатора тока;

k_сх - коэффициент схемы, зависит от способа соединения трансформаторов тока и имеет значения 1 - при соединении в полную и неполную звезду и - при включении реле на разность токов двух фаз.

Избирательность защиты обеспечивается выбором выдержки времени по условию:

t_с.з.=t_{с.з.пред}+?t, с, (7.10)

где t_{с.з.пред} - время срабатывания защиты предыдущей ступени. в нашем случае это время перегорания плавких вставок предохранителей в конце линий 10 кВ. Примем время срабатывания плавких вставок t_пл.вст.=0,5 с.

?t - ступень селективности, в расчетах принимается равной 0,6-1с- для защит с ограниченной зависимостью от тока К.З. характеристикой времени срабатывания и 0,2-0,6с - для защит с независимой характеристикой времени срабатывания.

Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью не является К.З. Поэтому защиту выполняют действующей на сигнал и только когда это необходимо по требованиям безопасности, действующей на отключение.

Приведем пример расчета:

Ток срабатывания МТЗ:

А.

Коэффициент чувствительности МТЗ:

Вторичный ток срабатывания МТЗ:

А.

Время срабатывания МТЗ:

t_с.з.НН=0,4+0,2=0,6 c.

Токовая отсечка отходящих линий :

Отстройка от токов КЗ вне защищаемой зоны:

I_с.о. = k_н •I⁽³⁾_{кз ,} А, (7.11)

где k_н - коэффициент надежности, k_н =1,1;

I⁽³⁾_кз- максимальный ток трехфазного короткого замакыния в конце ЛЭП

Токовая отсечка блока линия-трансформатор (ТСН):

1. Отстройка от токов КЗ вне защищаемой зоны:

I_с.о. = k_н •I⁽³⁾_кз0,4 А, (7.12)

где k_н - коэффициент надежности, k_н =1,1;

I⁽³⁾_кз0,4 - максимальный ток трехфазного короткого замакыния на шинах 0,4 кВ КТП подключенных к линии.

I_с.о. = 1,1• 260 = 286 А.

2. Отстройка от токов намагничивания трансформаторов установленных в линии

I_с.о. = k_н •?_тр , А, (7.13)

где k_н - коэффициент надежности, k_н =5;

?_тр - суммарный ток трансформаторов установленных в линии

I_с.о. = 5• 93,6 = 468 А.

Принимаем большее значение.

Коэффициент чувствительности:

, А, (7.14)

где I⁽³⁾_к,з -ток трехфазного короткого замакыния в начале защищаемой линии;

;

А.

Расчетные данные уставок вводятся в блок «Сириус-2-Л» с встроенной клавиатуры.

Расчет защит сведен в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 - Расчет защит отходящих линий

ЛЭП	Iсо, кА	Кчо	Iсро, А	Iмтз, А	Кчмтз	Iсрмтз, А
Больница	468,00	2,71	23,40	236,44	1,97	11,82
Жар	304,16	4,17	30,42	18,19	30,37	1,82
Васильева	191,61	6,62	19,16	105,49	3,22	10,55
Макарина	366,00	3,46	36,60	41,83	23,40	4,18
Низовки	304,16	4,17	30,42	18,19	30,37	1,82
Вахонькино	366,00	3,46	36,60	41,83	23,40	4,18
Юшково	304,16	4,17	30,42	18,19	30,37	1,82
Школа	191,61	6,62	19,16	105,49	3,22	10,55

7.3 Расчет АВР-10 кВ

Функция автоматического включения резерва (АВР) выполняется совместными действиями «Сириус-2-С» (секционный выключатель) и двух «Сириус-2-В» (вводные выключатели).

«Сириус-2-В» выполняет следующие функции:

«Сириус-2-С» выполняет команды “Включение”, поступающие от «Сириус-2-В», без выдержки времени.

Исходной информацией для пуска и срабатывания АВР является уровень напряжений U_АВ, U_ВС и U_ВНР, контролируемых «Сириус-2-В», положение силового выключателя ввода (“Вкл.”/”Откл”), а также наличие сигнала "Разрешение АВР" от «Сириус-2-В» соседней секции.

Пуск АВР происходит при срабатывании пускового органа по напряжению. После отработки выдержки времени t_авр выдается команда на отключение выключателя ввода, а после выполнения этой команды выдается команда "Вкл. СВ" на «Сириус-2-С» длительностью 0,8 с. Затем, формирует выходной дискретный сигнал разрешения АВР для второго ввода.

Напряжение срабатывания реле минимального действия:

U_ср1 = (0,25…0,4) • ,В, (7.15)

где К_U- коэффициент трансформации ТН.

U_ср1 = = 40 В.

Напряжение срабатывания максимального реле напряжения, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике, определяется из условия отстройки от минимального рабочего напряжения:

U_ср2 = (0,65…0,7) • , В; (7.16)

U_ср2 = = 65 В.

Время срабатывания АВР:

с., (7.17)

где t_с.з- время действия защиты, с;

t_апв- уставки по времени АПВ, с;

t_зап - в зависимости от типов выключателей;

t_{с.р.аврНН} = 1,3+ 0,2= 1,5 с.



8. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

8.1 Оценка затрат на проведение работ

Полная сметная стоимость строительно-монтажных работ является обоснованием необходимого объема инвестиций (капитальных вложений). Утвержденная смета является предельно допустимой величиной инвестиций на весь период строительства.

Для расчетов используются ТЕРм, ТЕРп, прейскуранты оптовых цен.

Пересчет сметы в цены текущего года проводится с помощью корректирующих коэффициентов, характеризующих цепные темпы инфляции по отдельным видам товаров, работ и услуг.

Произведем детальный пересчет локальной сметы согласно МДС 81-35.2004 "Методика определения стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации" и методическому пособию "Расчет сметной стоимости строительства объектов электроэнергетики" М. Б. Перовой, Ю. В. Воропановой.

1. Затраты на основную заработную плату по монтажу и по эксплуатации машин текущего года.

С_ЗП²⁰¹⁶ = (84436,53+8388,82) • 22,76 • 1,15 = 2429610,71 руб.

2. Затраты на эксплуатацию строительных машин и оборудования.

С_ЭМ²⁰¹⁶ = (92631,11-8388,82) • 6,586 = 554819,72 руб.

3. Затраты на материалы необходимые для выполнения СМР.

С_МАТ²⁰¹⁶ = 33499,52•5,98= 234773,75 руб.



II. Расчет стоимости строительно-монтажных работ.

1. Расчет прямых затрат.

С_ПЗ = 2429610,71 + 554819,72+ 234773,75= 3219204,18 руб.

2. Накладные расходы:

С_Н = (84436,53+8388,82) • 22,76 • 0,9...