Реконструкция комплектного распределительного устройства 10 кВ подстанции №43 Каленидово

Пояснительная записка с чертежами на А1. Защита на пять. ...

СОДЕРЖАНИЕ

Введение…………………………………………………………………...8
1. Характеристика подстанции……………………………………....11
2. Основание для реконструкции……………………………………18
3. Основные технологические решения………………………….….19
4. Технический расчет…………………………………………….….21
4.1 Расчет электрических нагрузок……………………………....21
4.2 Расчет токов короткого замыкания…………………..………22
4.3 Выбор высоковольтного оборудования……………….…….32
4.3.1 Выбор высоковольтных выключателей………….……32
4.3.2 Выбор токоведущих частей……………………….……34
4.4 Выбор измерительных трансформаторов……………….…36
4.4.1 Выбор трансформаторов тока…………………….……36
4.4.2 Выбор трансформаторов напряжения………………...36
4.5 Релейная защита…………………………………………….....39
4.5.1 Максимальная токовая защита………………….………39
4.5.1.1 Расчет МТЗ отходящих линий…………………...39
4.5.1.2Расчет МТЗ секционного выключателя 10 кВ….42
4.5.1.3 Расчет МТЗ ввода 10 кВ………………………….44
4.5.2 Дуговая защита…………………………………….…….46
4.6 Защита вторичных цепей от импульсных помех…………....47
4.6.1 Общие указания…………………………………….…....47
4.6.2 Мероприятия по защите………………………………...49
4.7 Устройства автоматики на подстанции………………………53
4.7.1 Устройства автоматического повторного включения.. 53
4.7.2 Устройства автоматического включения резерва……..54
4.8 Собственные нужды подстанции……………………………...57
4.9 Система оперативного тока подстанции……………………..59
4.9.1 Цепи оперативного тока…………………………………59
4.9.2 Источники оперативного тока…………………………..61
5. Охрана труда……………………………………………………….62
6. Экономическая часть………………………………………………67
6.1 Определение затрат на реконструкцию………………………..67
6.2 Определение затрат на обслуживание…………………………70
6.2.1 Расчет численности персонала…………………………...70
6.2.2 Смета затрат на эксплуатацию……………………………71
6.3 Годовой экономический эффект……………………………….73
6.3.1 Себестоимость трансформации 1 кВт* ч
электроэнергии…………………………………………………….73
6.3.2 Экономический эффект………………………………….74
6.4 Срок окупаемости………………………………………………75
Заключение………………………………………………………………..76
Список использованных источников……………………………………77

Приложения

ВВЕДЕНИЕ

Система электроснабжения — совокупность источников и систем преобразования, передачи и распределения электрической энергии.
К системам электроснабжения (СЭС) предъявляются следующие основные требования:
Надёжность системы и бесперебойность электроснабжения потребителей.
Качество электроэнергии на вводе к потребителю.
Безопасность обслуживания элементов СЭС.
Унификация (модульность, стандартизация).
Экономичность, включает в себя такие понятия, как энергоэффективность и энергосбережение.
Экологичность.
Эргономичность.
По своим масштабам единая энергетическая система России является крупнейшей в мире, а по мощности сопоставимая с западно¬европейским энергетическим объединением. Электроэнергетика России - это единая энергетическая система, ко¬торая представляет собой постоянно р азвивающийся комплекс, объединенный общим режимом работы и единым централизованным диспетчерским и авто¬матическим управлением. За последние 80 лет промышленное производство электроэнергии увеличилось в тысячу с лишним раз, была создана единая энергосистема и около сотни районных энергосистем.
Псковская энергосистема входящая, в состав СЭС Северо-запада, осуществляет централизованное электроснабжение потребителей на территории Псковской области.
Начало псковской энергетике положили малые электростанции, построенные в начале XX вв. Первая электростанция в Псковской губернии начала работать на турбиностроительном заводе братьев Тиме в селе Захино в 1901 г. (сейчас д. Захино, Опочецкий район). В город Псков электричество пришло в 1904 г., когда построенная на месте существующей сейчас Псковской ТЭЦ электростанция мощностью 600 кВт дала первых ток потребителям. Городская электростанция в Великих Луках появилась только в 1920 г.
Сейчас компания обеспечивает передачу и распределение электроэнергии на территории Псковской области.
Осуществляет энергоснабжение около 656, 6 тыс. потребителей на территории 55,3 тыс. кв.км (0,3% территории РФ).
Протяженность линий электропередач и количество оборудования, находящихся на балансе энергосистемы:

Воздушные и кабельные линии – 45390 км
В том числе: 110 кВ – 2160 км
35 кВ – 1663 км
6-10 кВ – 24316 км
0,4 кВ – 17251 км
Подстанции – 11174 шт.
В том числе: 110/35/6-10 кВ – 25 шт.
110/6-10 кВ – 75 шт.
35/10 кВ – 70 шт.
10/0,4 кВ – 10988 шт.

С 1 апреля 2008 года «Псковэнерго» — филиал объединенной компании ОАО «МРСК Северо-Запада»

В составе «Псковэнерго» имеется шесть производственный отделений (далее ПО):
ПО «Центральные электрические сети»
Обслуживает административные районы: г. Псков
ПО «Северные электрические сети»
Обслуживает административные районы: Псковский, Плюсский, Струго-красненский, Гдовский, Печорский, Палкинский.
ПО «Восточные электрические сети»
Обслуживает административные районы: Бежаницкий,Локнянский, Ново-ржевский, Пушкиногорский, Порховский, Дедовичский, Дновский
ПО «Западные электрические сети»
Обслуживает административные районы: Опочецкий, Красногородский, Островский, Себежский, Пустошкинский, Пыталовский, Палкинский.
ПО «Южные электрические сети»
Обслуживает административные районы: Великолукский, Новосокольнический, Куньинский, Усвятский, Невельский и г. Великие Луки.
ПО «Энергоавто»
Реконструируемая в дипломной работе подстанция расположена на территории Опочецкого района и соответственно относится к ПО «Западные электрические сети»

17) где Кн – коэффициент надежности, учитывающий погрешность реле и необходимый запас, Кв – коэффициент возврата, К с.зп.- коэффициент самозапуска. Обеспечивать необходимую чувствительность защиты: (4.18) Обеспечивать селективную работу защиты. В данной работе максимальные токовые защиты выполним на микропроцессорный блоках релейной защиты: МТЗ – ввода 10 кВ блок типа БМРЗ-103-ВВ-01, МТЗ – секционного выключателя 10 кВ блок типа БМРЗ-103-ВВ-01, МТЗ – отходящей линии 10 кВ блок типа БМРЗ-101-КЛ-01. Данные блоки микропроцессорной релейной защиты предназначены для выполнения функций релейнойзащиты, автоматики, управления, измерения и сигнализации данных присоединений. 4.5.1.1 Расчет МТЗ отходящих линий 10 кВ Ток срабатывания защиты определяем по формуле : (4.19) Iраб.max = Iраб.max.л = 61 А Чувствительность защиты определим по формуле : (4.20) Определяем ток уставки реле: Ктт = 50/5. Определим коэффициент чувствительности: (4.21) Кч=10,13 Полученные результаты расчета МТЗ линии сведем в таблицу 7.Таблица 7 – Максимальная токовая защита отходящих линий Номинальный ток ТТ:(А/перв.):Номинальный ток ТТ:(А/втор.):505 Тип реле защиты: ЦифровоеКоэффициент схемы трансформаторов тока: 1Принятые расчетные коэффициенты формул: Коэффициент надежности реле: 1,1Коэффициент самозапуска: 1,1Коэффициент возврата реле: 0,96Коэффициент нагрузки: 1 Выбранные уставки срабатывания МТЗ:Ток срабатывания защиты (А/перв): 76Ток срабатывания реле(А): 7,6Время срабатывания защиты(С): 0,5Коэффициент чувствительности: 104.5.1.2 Расчет МТЗ секционного выключателя 10 кВТок срабатывания защиты определяем по формуле : (4.22) Чувствительность защиты: (4.23) Согласование с МТЗ линии: (4.24) где Iл – максимальный ток отходящих линий; Кнс – коэффициент согласования . Определяем ток уставки реле по формуле: (4.25) Ктт = 150/5. Определим действительный ток срабатывания реле по формуле : (4.26) Определим коэффициент чувствительности по формуле : (4.27) Время срабатывания защиты : (4.28) Полученные результаты расчета МТЗ секционного выключателя сведем в таблицу 8.Таблица 8 – Максимальная токовая защита секционного выключателя 10 кВ Номинальный ток ТТ:(А/перв.):Номинальный ток ТТ:(А/втор.):1505 Тип реле защиты: ЦифровоеКоэффициент схемы трансформаторов тока: 1Принятые расчетные коэффициенты формул: Коэффициент надежности реле: 1,1Коэффициент самозапуска: 1,1Коэффициент возврата реле: 0,96Коэффициент нагрузки: 0,7 Выбранные уставки срабатывания МТЗ: Ток срабатывания защиты (А/перв):116 Ток срабатывания реле(А): 3,9Время срабатывания защиты(С): 1Коэффициент чувствительности: 6,64.5.1.3 Расчет МТЗ ввода 10 кВ Ток срабатывания защиты определяем по формуле : (4.29) Чувствительность защиты: (4.30) Согласование с МТЗ секционного выключателя: Определяем ток уставки реле по формуле : (4.31) Ктт = 150/5. Определяем действительный ток срабатывания реле по формуле : (4.32) Определим коэффициент чувствительности по формуле : (4.33) Время срабатывания защиты : (4.34) Полученные результаты расчета МТЗ ввода -10 кВ сведем в таблицу 9.Таблица 9 – Максимальная токовая защита ввода 10 кВ Номинальный ток ТТ:(А/перв.):Номинальный ток ТТ:(А/втор.):1505Тип реле защиты: ЦифровоеПринятые расчетные коэффициенты формул Коэффициент надежности реле: 1,1Коэффициент самозапуска: 1,1Коэффициент возврата реле: 0,96Коэффициент нагрузки: 1,4 Условия срабатывания защиты:По условию максимальной нагрузки (А): 91,9По условию согласования с МТЗ СВ (А): 207,9 Выбранные уставки срабатывания МТЗ:Ток срабатывания защиты (А/перв): 231Ток срабатывания реле(А): 7,7Время срабатывания защиты(С): 1,5Коэффициент чувствительности: 3,34.5.2 Дуговая защита Дуговая защита устанавливается в шкафах КРУ 10 кВ. Датчиком этой защиты является светотиристор, срабатывающий при коротком замыкании в шкафу КРУ, сопровождающемся дугой. Подобная защита устанавливается в шкафах КРУ, имеющих выключатели. При повреждениях в шкафах КРУ элементов, отходящих от шин НН, дуговая защита действует на отключение выключателя поврежденного элемента и трансформатора со стороны НН. При повреждении в шкафу КРУ выключателя НН трансформатора указанная защита действует на отключение данного выключателя (с запретом пуска АПВ) и на выходные промежуточные реле релейной защиты трансформатора, отключающие его со всех сторон. Для исключения ложного действия из-за срабатывания светотиристора без перекрытия на шинах выключателя и секции шин, дуговая защита дополняется блокировкой, фиксирующей наличие короткого замыкания. В качестве блокировки использованы токовые реле МТЗ стороны НН питающего трансформатора. Благодаря наличию дуговой защиты обеспечивается быстрое (0,3 – 0,4 с) отключение короткого замыкания, а следовательно, значительное уменьшение объема повреждения. В данной работе устанавливаем дуговую защиту «ДУГА-МТ»Защита вторичных цепей от импульсных помех4.6.1 Общие указанияНа электрических станциях и подстанциях при коммутациях электрооборудования, коротких замыканиях (КЗ), грозовых перенапряжениях, при коммутациях различных катушек соленоидов, контакторов, реле, при работе радиопередатчиков, включении усилителей поисковой связи и др., возникают сильные электромагнитные поля. Воздействуя на вторичные цепи, эти поля возбуждают в них импульсные помехи с высокими уровнями напряжении и токов, которые, попадая в устройства РЗА, ПА и АСУ ТП, могут приводить к повреждению этих устройств или выбывать их неправильную работу.Для низкоскоростных электромеханических устройств систем управления, обладающих высокой электрической прочностью изоляции, импульсные помехи не представляют такой серьезной опасности, как для устройств, выполненных с применением микроэлектронных и микропроцессорных элементов, которые из-за низкого уровня и широкого частотного спектра рабочих сигналов имеют высокую чувствительность к импульсным помехам.Источники импульсных помех во вторичных цепях могут быть подразделены на:внешние, непосредственно связанные с коммутациями разъединителей и выключателей напряжением выше 1 кВ, КЗ на землю, с коммутациями в сети 0,4/0,23 кВ собственных нужд, с влиянием радиопередатчиков, с грозовыми перенапряжениями и др.,внутренние, возникающие во вторичных цепях и обусловленные коммутациями контакторов, реле, соленоидов и т.п.Электромагнитная связь вторичных цепей с источниками помех подразделяется на:гальваническую, когда источник помех и цепь, подверженная влиянию, связаны общим сопротивлением, например, общим заземляющим устройством,индуктивную, когда вторичные цепи находятся в магнитном поле токов источника помех;емкостную, когда вторичные цепи находятся в электрическом поле зарядов источника помех.Помехи, возникающие в результате перехода энергии от источника помех в цепь, подверженную влиянию, могут быть снижены путем:подавления помех в источнике;подавления помех в приемнике;• уменьшения электромагнитной связи между источником помех и цепями, подверженными влиянию.Подавление помех в источниках помех напряжением свыше 1 кВ в настоящее время не практикуется.Вo вторичных цепях эффективным средством подавления помех является применение RС-цепочек диодов, варисторов и других элементов, подключаемых параллельно источникам помех.Подавление помех в приемнике достигается:включением оптронных развязок;• снижением уровня помех, поступающих из сети питания, с помощью фильтров питания и др. Для нормального функционирования систем РЗА, ПА и АСУ ТП амплитудные значения напряжения помех, поступающих из вторичных цепей на входные устройства указанных систем, не должны превышать предельно допустимых значений.Для снижения уровня помех во вторичных цепях до предельно допустимых значений предусматривается следующее усиление требовании ПУЭ к выполнению заземления в местах установки оборудования, аппаратов и устройств, а также к прокладке кабельных линий и заземлению их экранов4.6.2 Мероприятия по защите вторичных цепейЗаземление корпусов (или конструкций) измерительных трансформаторов тока и напряжения каждой фазы, коммутационных аппаратов, разрядников, конденсаторов связи, фильтров присоединения и шкафов РЗА следует выполнять присоединением их кратчайшим путем к продольным горизонтальным элементам заземляющего устройства, которые прокладываются на расстоянии 0,8-1,5 метра от их фундаментов. В радиусе не. более 3-х метров от мест присоединения заземляющего спуска к заземляющему устройству его конструкция должна обеспечивать растекание токов не менее, чем в 'четырех направлениях до магистралям заземляющего устройства. Непосредственно у места присоединения заземляющего спуска к заземляющему устройству должно обеспечиваться растекание токов не менее, чем в двух направлениях. Для снижения входного сопротивления растеканию токов высокой частоты, в местах присоединения заземляющего спуска могут дополнительно заглубляться вертикальные электроды длиной 3-5 м или прокладываться горизонтальные заземлители. Необходимость применения дополнительных заземлителей и их количество определяется расчетом.Для обеспечения электробезопасности обслуживающего персонала и нормальной работы систем РЗА, ПА и АСУ ТП выполняются защитное и рабочее заземление устройств этих систем. Защитное заземление выполняется путем присоединения всех шкафов, панелей и корпусов устройств РЗА, ПА и АСУ ТП к закладным протяженным элементам (полосам, швеллерам), проложенным в полу, к которым крепятся эти устройства.Рабочее заземление систем РЗА и ПА допускается осуществлять присоединением рабочих (схемных) точек заземления устройств кратчайшим путем к зажимам защитного заземления панелей (шкафов) и корпусов устройств РЗА и ПА.Для снижения входного сопротивления рабочего заземления закладные элементы, проложенные в полу, для каждого ряда панелей должны быть соединены между собой на сварке по концам и в промежуточных точках с шагом 4-6 метров стальной полосой сечением не менее 100 мм2. Рабочее заземление систем АСУ ТП выполняется согласно требованиям, предъявляемым к рабочим заземлениям вычислительных комплексов.Выбор, прокладка кабелем вторичных цепей и заземление их экранов.Для измерительных цепей трансформаторов тока и напряжения должны применяться кабели с металлической о6олочкой или металлической оболочкой и броней.Для указанных целей допускается применять неэкранированные кабели, если результаты расчетов показывают, что снижение уровня помех до нормируемых значении может быть достигнуто путем соответствующего выбора кабельной трассы, прокладкой вдоль кабеля экранирующих проводников и применением других вспомогательных защитных мероприятий.В одном контрольном кабеле не допускается объединение цепей различных классов по уровню испытательного напряжения, измерительных цепей трансформаторов тока и напряжения, цепей управления с цепями измерения и сигнализации, цепей управления, измерения и сигнализации с силовыми цепями переменного тока 0,4/0,23кВ. Силовые кабели и вторичные кабели с цепями управления, измерения и сигнализации рекомендуется прокладывать по разным трассам. При прокладке их по одной трассе расстояние между ними в свету должны быть не менее: 0,45 м — для кабелей с цепями 220 В; 0,60 м — для кабелей с цепями 380 В; 1,2 м — для кабелей 6-10 кВ.Трассы кабелей с цепями управления, измерения и сигнализации должны прокладываться на расстоянии не менее 10 метров в свету от основания фундаментов (стоек) с разрядниками и молниеотводами. Допускается в стесненных условиях уменьшать это расстояние до 5 м, но при этом между фундаментом (стойкой) и кабелями должен прокладываться дополнительный продольный заземлитель длиной не менее 15 метров на расстоянии 0,5 метра от кабельной трассы. Этот продольный заземлитель должен располагаться симметрично относительно фундамента (стойки) и соединяться с заземляющим устройством по концам и в точках пересечения с другими горизонтальными заземлителями.Геометрия трасс прокладки цепей управления и измерения при проектировании должна выбираться так, чтобы расчетный уровень помех имел минимально возможное значение. Эти трассы должны располагаться на возможно большей длине в непосредственной близости от горизонтальных заземлителей. При необходимости вдоль кабельных трасс могут прокладываться дополнительные горизонтальные заземлители.Металлические оболочки и броня кабелей цепей управления, измерения и сигнализации должны заземляться в ОРУ и в ОПУ или РЩ. При этом присоединение металлических оболочек и броневого покрытия к заземляющему устройству должно выполняться в месте их ввода в здание РЩ или ОПУ, а также в местах концевой разделки кабелей. Экраны типа фольги заземляются только в местах концевой разделки кабелей. При заземлении металлических экранов с двух сторон необходимо выполнять их проверку на термическую стойкость при коротких замыканиях в сети напряжением 110 кВ и выше.Металлические корпуса коробов, используемых для прокладки кабелей в ОРУ и в помещениях РЩ или ОПУ заземляются по концам и в промежуточных точках с шагом 5-10 метров.Выбор, прокладка и заземление кабелей межмашинного обмена АСУ ТП на территории ОРУ:- Для цепей межмашинного обмена, проходящих потерритории ОРУ, должны применяться только экранированные симметричные кабели.- Не допускается объединять в одном кабеле цепи различных классов по уровню испытательного напряжения и характеру передаваемой информации.- Трассы кабелей межмашинного обмена должны проходить на расстоянии не менее 10 метров от фундаментов (стоек) с молниеприемниками и оборудованием 110 кВ и выше.Кабели цепей межмашинного обмена должны прокладываться на возможно большем удалении от силовых кабелей н кабелей с цепями управления. Эти расстояния для конкретных энергообъектов должны определяться на основании проектных расчетов.Экраны кабелей цепей межмашинного обмена должны заземляться со стороны ОПУ..4.7 Устройство автоматики на подстанции4.7.1 Устройства автоматического повторного включенияБольшинство повреждений воздушных линий электропередачи возникает в результате схлестывания проводов при сильном ветре и гололеде, нарушение изоляции во время грозы, падения деревьев, набросов, замыкания проводов движущимися механизмами и т.п. Эти повреждения неустойчивы и при быстром отключении поврежденной линии самоустраняются. В этом случае при повторном включении линии она остается в работе и электроснабжение потребителей не прекращается. Повторное включение осуществляется автоматически устройством автоматического повторного включения (УАПВ). При устойчивых повреждениях защита снова отключает линию после действия УАПВ, т.е. происходит неуспешное АПВ. По статическим данным, УАПВ в системах электроснабжения нашей страны имеют в среднем 60 – 75 % успешных действий. Такая эффективность УАПВ делает их одним из основных средств повышения надежности электроснабжения. Все устройства АПВ должны удовлетворять следующим основным требованиям:они должны находиться в состоянии постоянной готовности к действию и срабатывать при всех случаях аварийного отключения выключателя, кроме случаев отключения выключателя релейной защитой после включения его дежурным персоналом; не должны приходить в действие при оперативных отключениях выключателя дежурным персоналом, что обеспечивается пуском устройств АПВ от несоответствия положений выключателя и его ключа управления, которое возникает всегда при любом автоматическом отключении выключателя. Схемы АПВ должны допускать возможность автоматического вывода их из действия при срабатывании тех или иных защит;устройства АПВ должны иметь минимально возможное время срабатывания для того, чтобы сократить продолжительность перерыва питания потребителей;автоматически с заданной выдержкой времени устройства АПВ должны возвращаться в состояние готовности к новому действию после включения в работу выключателя.Блок БМРЗ имеет алгоритм, АПВ, который может быть использован как для устранения неустойчивых КЗ, так и при самопроизвольном выключении выключателя, при необходимости АПВ может быть заблокировано.4.7.2 Устройства автоматического включения резерваВ системах электроснабжения при наличии двух (и более) источников питания целесообразно работать по разомкнутой схеме. При этом все источники включены, но не связаны между собой, каждый из них обеспечивает питание выделенных потребителей.