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

Общие правила электробезопасности

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

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

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

Расчет контура заземления

Рассчитываем заземление ПС со следующими данными:

- наибольший ток КЗ на стороне 110 кВ, равен 4 кА,

- на стороне 10 кВ ток КЗ равен 3,4 кА,

- климатический район III,

- грунт вместе сооружения двух слойный, глубина залегания второго слоя равна 1,7,

- удельное сопротивление слоев Р1 = 130 Ом·м, Р2 = 45 Ом·м.

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

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

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

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

2. Расчетное удельное сопротивление верхнего слоя грунта

где Кс – коэффициент сезонности многослойной земли, равный 2,7.

3. Расчет нижнего слоя грунта

ρ2р = ρ2

ρ2 = 45 Ом·м

4. Определяем сопротивление растекания одного вертикального электрода – уголка СТ 50 длиной 2,5 м при погружении его ниже уровня земли на 0,6 м.

RО.В.Э = А·ρ2

Где А – коэффициент зависимости от ρ1/ ρ2 = 7,8 от ℓ = 2,5 м, от эквивалентного диаметра уголка d = 0,95·b = 0,95·0,08 = 0,076 м и равный 0,314.

RО.В.Э = 0.314·45 = 14.13 Ом

5. Принимаем число вертикальных заземлителей

где Квиэ – коэффициент использования, равный 0,68

6. Определяем сопротивление растекания горизонтальных электродов (полос 40х4) приваренных к вертикальным заземлителям по глубине 0,6 м от поверхности.

RГЭ = ρ2·В

где В – коэффициент зависимости, равный 0,31

RГЭ = 45·0,31 = 13,95.

7. Определяем действительное сопротивление горизонтальных электродов

где Кигэ – коэффициент использования, равный 0,29.

8. Уточняем сопротивление вертикальных электродов

9. Уточняем число вертикальных электродов

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

Принимаем 51 вертикальных электродов.

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

55,5 мм2<40х4 = 160 мм2

где IКЗ – 4 кА,

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

ℓ - длина полосы – 72 м.

Следовательно, полоса 40х4 удовлетворяет условию термической стойкости.

Рис.15 Схема заземления ПС

Пожарная безопасность

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

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

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

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

Расчет мощности РПС

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

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

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

h0 = 0,85·28 = 23.8 м.

На уровне земли зона защиты образует круг радиусом r0.

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

Радиус защиты rх на высоте hх = 8 м защищаемого оборудования:

rх = (1,1 – 0,002R)(h - hх/0,85)

= (1,1 – 0,002·28)(28 – 8/0,85) = 19,4 м.

Высота зоны защиты hс над землей в середине между молниеотводами:

hс = h0 – (0,017 + 3·10-4R)(ℓ - h)

hс = 23,8– (0,017 + 3·10-428)(30 - 28) = 23,4 м.

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

Зона защиты двойного молниеотвода представлена на рисунке.

Рис.16. Схема двойного молниеотвода

Расчет вентиляции помещения аккумуляторной батареи РПС

На РПС установлена аккумуляторная батарея типа СК-14:

- номинальная емкость 30 Ач,

- количество аккумуляторов – 20 шт.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Хк = 1,5 mνН.

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

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

νН = 0,0425 С10n

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

n – числа аккумуляторов в батарее.

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

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

В разделе использовались:

МПБ 105-95 – нормы пожарной безопасности.

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

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

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

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

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

СН и П 2.04.05-91 – Отопление, вентиляция.

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

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

Смета капитальных затрат приведена в таблице 8.

Таблица 8

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

Сметная стоимость оборудования с учетом монтажа 13583 тыс. рублей.

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

Итого с накладными расходами 15892,1 тыс. рублей.

Плавные накопления – 8% - 1087 тыс. рублей.

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

Итого – 16979 тыс. рублей.

Рассчитываем два варианта выполнения подстанции.

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

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

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

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

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

Вариант 1.

1. Капиталовложения по первому варианту:

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

где КП - капитальные вложения подстанции, тыс. руб.;

КВЛ-10 - капитальные вложения на строительство ВЛ-10 кВ, тыс. руб.;

ККТП - капитальные вложения на КТП-10/0,4, тыс.руб.;

КАВР - капитальные вложения на пункты АВР, тыс.руб.

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

2.Ежегодные издержки производства:

а) Отчисления на амортизацию

б) Расходы на эксплуатацию, число условных единиц

nу.е.=nтр+nприс10+nАВР+nКТП=1·22+10·2,1+2·2,4+2,3·6=61,8 у.е.

Иэ = γ· nу.е = 70·61,8 = 4326 руб. = 4,3 тыс.руб.

в) Стоимость потерянной электроэнергии. Стоимость 1 кВт·ч потерянной энергии в трансформаторах ПС-110/10 кВ для работы в Сибири.

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

Где Куд – коэффициент удорожания.

Потери мощности в трансформаторе ТМН-6300/100.

∆РМН = 50 кВт, ∆РС = 13 кВт.

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

Годовые издержки составят:

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

Приведем годовые затраты по 1 варианту:

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

Таблица

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

Сметная стоимость оборудования «ПС» с учетом:

Монтажных работ – 956 тыс. руб.

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

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

Итого по смете: 1197 тыс. руб.

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

Вариант 2.

1. Капиталовложения

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

Стоимость силового трансформатора – 260 тыс. руб.

Остальное оборудование такое же.

2.Ежегодные издержки производства

а) Отчисления на амортизацию

б) Расходы на эксплуатацию, число условных единиц.

nу.е.=nтр+nприс10+nАВР+nКТП=2·22+10·2,1+2·2,4+2,3·6=83,8 у.е.

Иэ = γ· nу.е = 70·83,8 = 5866 руб. = 5,9 тыс.руб.

в) Стоимость потерянной электроэнергии в двух трансформаторах типа ТМН-2500/110 за год:

∆РМН = 22 кВт, ∆РС = 6,5 кВт.

Годовые издержки.

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

Приведенные годовые затраты составят:

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

Превышение годовых затрат по второму варианту:

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

В процентах к затратам по 1 варианту:

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

Данная выпускная квалификационная работа выполнена на тему – «Повышение надежности электроснабжения потребителей н.п. Орлово Армизонского района Тюменской области с выбором оборудования на ПС 110/10 кВ «Орлово»». В процессе выполнения квалификационной выпускной работы был произведен анализ деятельности предприятия за последние три года. В специальной части были произведены расчеты токов короткого замыкания. Выполнен расчет дифференцированной защиты на реле серии ДЗТ-11, расчет максимальной токовой защиты на стороне 110 кВ и 10 кВ. Рассчитаны ТСН-10 кВ и ТН-10 кВ. А также описана работа газовой защиты, защиты от перегрузки и перегрева силового трансформатора. В конструкторской разработке выполнены и описаны работы токовых цепей дифференциальной защиты МТЗ-110 кВ, двукратного АПВ и МТЗ-10 кВ. В разделе «Безопасность жизнедеятельности описана техника безопасности, пожаробезопасности и выполнен расчет контура заземления и молниезащиты РПС. Также прилагается графическая часть, состоящая из восьми чертежей:

1. Первичная схема ПС 110/10 кВ.

2. План ПС 110/1- кВ.

3. Схема токовых цепей дифференциальной защиты.

4. Схема МТЗ-10 кВ.

5. Схема двукратного АПВ.

6. Схема соединения реле ДЗТ-11.

7. Анализ организационно экономической деятельности предприятия.

8. Схема заземления оборудования ПС-11-/10 кВ.

Литература

1.       Андреев В.Л. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. – М.: Высшая школа, 1991 г.

2.       Баумштейн И.А. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. М.: Энергоиздат, 1981 г.

3.       Брусенцов В.Ф. Охрана труда и противоаварийная безопасность. М.: колос, 1996 г.

4.        Будзко И.А., Лещинская В.И. Электроснабжение с/х.- М.: Колос, 2000 г.

5.       Будзуко И.Д. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов. – М.: Колос, 1985 г.

6.       Водяников Методика технико-экономического расчета средств электрификации и автоматизации. – М.; МИИСЛ, 1987,

7.        Зайнишев А.В., Николаев Н.Я. Методические указания к разделу «Безопасность труда».- Челябинск.: ЧГАУ,-1994 г

8.       Качанов И.Л. Курсовое и дипломное проектирование. М.: Колос, 1980 г.

9.       О составе затрат и единых норм. - М.: Финансы и статистика,

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

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

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

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

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5