Обоснование срока замены трансформаторов, выбор и обоснование схемы подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Релейная защита и автоматика трансформаторов. Обоснование режима нейтрали. Определение капитальных вложений и себестоимости электроэнергии.
Аннотация к работе
Подстанция 96 построена в 1988 году и обеспечивает электроснабжением бытовую нагрузку, ГУП ТЭК, торговый комплекс «Долгоозерный». Питается по двум тупиковым линиям электропередачи от подстанции ”Северная-330”. Подстанция 96 входит в состав филиала ОАО «Ленэнерго» «Пригородные электрические сети». ЗРУ 10 КВ скомпоновано из 8 секций с одинарной системой шин на базе ячеек КРУ серии К-26 с масляными выключателями типа ВМПЭ-10, которые являются пожароопасными. Ток короткого замыкания на секциях 110 КВ подстанции 96 составляет 18 КА;Электрические нагрузки определяют для выбора и проверки токоведущих элементов, силовых трансформаторов и преобразователей, а также для выбора защиты и компенсирующих устройств. Согласно исходным данным из приложения 1 строим график нагрузки работающего трансформатора ПС 96 при выводе из работы одного из трансформаторов (рис. Для оценки допустимости перегрузки трансформатора суточный график его нагрузки преобразуется в эквивалентный двухступенчатый график. Эквивалентирование каждой части графика нагрузки проводится по условию одинакового теплового воздействия на изоляцию переменного и эквивалентного неизменного графика нагрузки [4]. В установившемся тепловом режиме превышение температуры наиболее нагретой точки обмотки над температурой масла на выходе из обмотки определяем по выражению: для нагрузки : для нагрузки : Температура наиболее нагретой точки обмотки к концу интервала перегрузки составит: График переходного теплового режима в трансформаторе 63 МВ·А показан на рис.3.Согласно ГОСТ 14209-97 для трансформатора средней мощности: - предельная температура наиболее нагретой точки и металлических частей, соприкасающихся с изоляционным материалом ; В установившемся тепловом режиме с нагрузкой К превышение температуры масла на выходе из обмотки над температурой воздуха определяем по выражению: где для трансформатора ТДН из табл. 3.4 [5]: Изменение превышения температуры масла на выходе из обмотки над температурой воздуха в переходном режиме при изменении нагрузки от значения до значения определяется экспоненциальной зависимостью: , , , , , . Изменение превышения температуры масла на выходе из обмотки над температурой воздуха в интервале после перегрузки определяется экспоненциальной зависимостью: Для значений В установившемся тепловом режиме превышение температуры наиболее нагретой точки обмотки над температурой масла на выходе из обмотки определяем по выражению: для нагрузки : для нагрузки : Температура наиболее нагретой точки обмотки к концу интервала перегрузки составит: .Эта схема в большой степени зависит от способа присоединения ПС к питающей электрической сети. Для реконструируемой подстанции примем старую схему распределительных устройств, т.е. на стороне высокого напряжения два блока, связанные между собой неавтоматической ремонтной перемычкой из двух разъединителей. Эта перемычка позволяет осуществлять питание потребителей от двух трансформаторов при ремонте или повреждении одной из линий.В проекте мы не рассматриваем изменение в схеме сети 110 КВ и ее мощности, поэтому принимаем значения токов короткого замыкания на шинах 110 КВ равными: 1 секция 110 КВ - 18 КА; Данные значения для секций 110 КВ подстанции № 96 рассчитаны службой электрических режимов филиала ОАО «Ленэнерго» «Пригородные электрические сети». В связи с тем, что предполагается замена сетевого оборудования самой подстанции, произведем расчет токов короткого замыкания на стороне 10 КВ. 5. составим схему замещения, изображенную на рис. Ток КЗ в точке К1: Ток двухфазного КЗ на стороне 10КВ равен: Определяем ударные токи в заданных точках: Точка К1: , где - ударный коэффициент, равный: , КА.Электрические аппараты в системе электроснабжения должны надежно работать как в нормальном длительном режиме, так и в условиях аварийного кратковременного режима.Разъединители выбирают по длительному номинальному току и номинальному напряжению, проверяют на термическую и электродинамическую стойкость. = 0,07 с - время отключения выключателя линии (данные выбраны по типу выключателя, установленного на питающей подстанции); Выбираем разъединители типа РДЗ-1-110/1000 У1 с заземляющим разъединителем типа ЗРО-110 с приводом ПРН-110У1 производства ЗАО «Запорожэнергокомплект». Полюс разъединителя выполнен в виде двухколонкового аппарата с разворотом главных ножей на 90° в горизонтальной плоскости. Токоведущая система разъединителей выполнена в виде двух контактных ножей, установленных на верхних фланцах изоляторов.
План
Содержание
Введение
Исходные данные для дипломного проектирования
1. Экспериментальные данные электрических нагрузок подстанции
2. Обоснование срока замены трансформаторов
3. Выбор и обоснование схемы подстанции
4. Расчет токов короткого замыкания
5. Выбор основного оборудования
5.1 Выбор оборудования для РУ 110 КВ
5.1.1 Выбор разъединителей
5.1.2 Выбор выключателей
5.1.3 Выбор трансформаторов тока
5.1.4 Выбор трансформаторов напряжения
5.1.5 Выбор ОПН
5.1.6 Выбор шин
5.1.7 Выбор проходных линейных вводов
5.2 Выбор оборудования для РУ 10 КВ
5.2.1 Выбор выключателей
5.2.2 Выбор комплектного распределительного устройства
5.2.3 Выбор шин
5.2.4 Выбор изоляторов и ОПН
5.2.5 Выбор трансформатора напряжения
5.2.6 Выбор трансформаторов тока
6. Релейная защита и автоматика
6.1 Защита трансформатора
6.1.1 Дифференциальная защита трансформатора
6.1.2 Газовая защита трансформатора
6.1.3 Максимальная токовая защита
6.1.4 Защита трансформатора от перегрузки
6.2 Релейная защита и автоматика присоединений 10 КВ
6.2.1 Релейная защита и автоматика вводов 10 КВ трансформаторов
6.2.2 Релейная защита и автоматика секционных выключателей 10 КВ
6.2.3 Релейная защита фидеров 10 КВ
6.2.4 Защита отсеков КРУ от дуги
6.2.5 Учет и экономия электроэнергии
7. Молниезащита и заземление
7.1 Молниезащита подстанции
7.2 Защитное заземление
8. Обоснование режима нейтрали
9. Вопросы безопасности жизнедеятельности
9.1 Порядок проведения работ в электроустановках
9.2 Порядок пользования средствами защиты
9.3 Опасные факторы при пожарах в электроустановках
9.4 Производственная санитария
10. Организационно-экономическая часть
10.1 Определение капитальных вложений
10.2 Списочная численность рабочих подстанции
10.3 Расчет фонда оплаты труда
10.4 Расчет амортизационных отчислений
10.5 Определение издержек на ремонт и обслуживание оборудования
10.6 Расчет стоимости потерь электроэнергии в трансформаторах
10.7 Определение себестоимости трансформации электроэнергии
10.8 Итоговые технико-экономические показатели проекта
Библиографический список
Приложение 1
Введение
подстанция трансформатор замыкание релейный
Заданием для дипломной работы является реконструкция подстанции 96 ”Озеро Долгое”, предназначенной для электроснабжения части Приморского района города Санкт-Петербурга. Подстанция 96 построена в 1988 году и обеспечивает электроснабжением бытовую нагрузку, ГУП ТЭК, торговый комплекс «Долгоозерный».
Подстанция 96 ”Озеро Долгое” закрытого типа с блочной схемой и неавтоматической ремонтной перемычкой, выключатели ВМТ-110Б 110КВ трансформаторов масляные. Питается по двум тупиковым линиям электропередачи от подстанции ”Северная-330”. Подстанция 96 входит в состав филиала ОАО «Ленэнерго» «Пригородные электрические сети».
ЗРУ 10 КВ скомпоновано из 8 секций с одинарной системой шин на базе ячеек КРУ серии К-26 с масляными выключателями типа ВМПЭ-10, которые являются пожароопасными. Релейная защита построена на базе электромеханических реле, оперативный ток - выпрямленный.
В проекте рассмотрим замену в ЗРУ - 110 КВ выключателей 110КВ на элегазовые. Для ЗРУ - 10 КВ схему оставляем без изменения и установим ячейки КРУ с вакуумными выключателями. Релейная защита будет осуществлена на базе микропроцессорной техники.
Исходные данные для дипломного проекта
1. Ток короткого замыкания на секциях 110 КВ подстанции 96 составляет 18 КА;
постоянная времени затухания при КЗ на секциях 110 КВ подстанции
Та = 0,02 с;
ток однофазного замыкания на землю в сети 10 КВ Із.з., А: 1-3 секции Із.з. = 129,7 А;
2-4 секции Із.з. = 118,3 А;
5-7 секции Із.з. = 91,2 А;
6-8 секции Із.з. = 89,5 А (по расчетам службы электрических режимов филиала ОАО «Ленэнерго» «Пригородные электрические сети»).
2. r=150 Ом·м - измеренное удельное сопротивление грунта.
3. Экспериментальные данные, полученные путем замера нагрузки на подстанции в часы зимнего максимума, приведены в приложении 1.