Расчет электрической подстанции

1.6.3 Токовая направленная защита

Направленной называется защита, которая действует при определенном направлении мощности короткого замыкания. Данный вид защиты применяется в сетях с двухсторонним питанием. Защита в этих сетях должна не только реагировать на появление тока короткого замыкания, но для обеспечения селективности должна также учитывать направление мощности короткого замыкания в защищаемой линии или, иначе говоря, фазу тока в линии относительно напряжения на шинах. Направление мощности короткого замыкания, проходящей по линии, характеризует, где возникло повреждение: на защищаемой линии или на других присоединениях, отходящих от шин данной подстанции. Это обстоятельство используется в токовой направленной защите, которая по знаку мощности определяет, на каком присоединении возникло повреждение, и действует только при коротком замыкании на защищаемом участке.

1.6.4 Дистанционная защита

Данный вид защиты применяется в сетях сложной конфигурации, например, кольцевая сеть с двухсторонним питанием. Выдержка времени дистанционной защиты зависит от расстояния между местом установки защиты и точкой короткого замыкания. При этом ближайшая к месту повреждения дистанционная защита всегда имеет меньшую выдержку времени, чем более удаленные защиты, благодаря этому автоматически обеспечивается селективное отключение поврежденного участка. Основным элементом дистанционной защиты является дистанционный орган, определяющий удаленность короткого замыкания от места установки защиты. В качестве дистанционного органа используются реле сопротивления, непосредственно или косвенно реагирующие на полное, активное или реактивное сопротивление линии.

1.6.5 Дифференциальная защита

Принцип действия дифференциальной защиты основан на сравнении величины и фазы токов в начале и конце защищаемого участка. Данная защита обеспечивает мгновенное отключение короткого замыкания в любой точке защищаемого участка и обладает селективностью при коротком замыкании за пределами защищаемой зоны. Дифференциальные защиты подразделяются на продольные и поперечные. Первые служат для защиты как одинарных, так и параллельных линий, вторые — только параллельных линий.

2. Экономическая часть

2.1 Расчет затрат труда

Расчет затрат труда, основных материалов, запасных частей и комплектующих изделий на проведение технического обслуживания и ремонта. Норма трудоемкости ремонтов и технического обслуживания аппаратов высокого напряжения определены на основании типовых объемов ремонтных работ для каждого вида оборудования и его параметрами – мощностью, конструктивным исполнением и их назначением с учетом опытных данных.

В электрических сетях, к которым относится подстанция в качестве руководства при проведении ремонта оборудования принята технологическая карта, в которой указаны состав бригады, основные затраты на ремонт, меры безопасности, последовательность операций, контрольные параметры.

Для примера в таблице 3.2 представлены выдержки из технологической карты на капитальный ремонт выключателей типа ВМПЭ-10, которые установлены в ЗРУ подстанции, по затратам труда, основных материалов, запасных частей и комплектующих изделий приведены в таблице 3.1,3.2

Таблица 3.1-Затраты основных материалов, запасных частей и комплектующих изделий при проведении ремонта выключателя

Таблица 3.2-Трудозатраты при проведении ремонта выключателя ВМПЭ-10

2.1.2 График проведения технических обслуживаний и ремонтов

Оборудование подстанций работает непрерывно, и поэтому ремонтные циклы не учитывают сменности работы. Продолжительность межосмотрового периода планируется только для установок, не имеющих постоянного дежурного персонала.

На подстанции постоянно находится дежурный персонал, который совершает ежедневные осмотры оборудования согласно графику. Внеочередные осмотры оборудования подстанций производятся при резком изменении температуры наружного воздуха.

Или при каждом отключении трансформатора от газовой и дифференциальных защит. Распределительные устройства со всей аппаратурой подлежат внеочередному осмотру после отключения тока КЗ.

Сроки проведения текущих и капитальных ремонтов оборудования установленного на подстанции приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.2-График проведения текущих и капитальных ремонтов оборудования

2.1.3 Порядок проведения ремонта

Порядок проведения ремонта для основного высоковольтного оборудования определен в технологической карте. При проведении ремонтов трансформаторов необходимо руководствоваться проектом производства работ, составленным по результатам проведенного комиссией осмотра и составленного акта дефектации.

Рассмотрим порядок производства работ при проведении капитального ремонта на примере выключателей типа ВМПЭ-10, ВМП-10, установленных на подстанция табл.3.4.

Таблица 3.4-Порядок проведения ремонта выключателя типа ВМП-10.

Подстанция входит в состав и обслуживается предприятием АЭС «МайкубенВест». На предприятии создана служба, занимающаяся непосредственно эксплуатацией и ремонтом оборудования подстанций - служба подстанций.

Численность работников службы подстанций, к которым относятся: начальник службы подстанций, зам начальника службы подстанций; инженер службы подстанций, начальники групп подстанций, мастера, электромонтеры, электрослесаря, водители и т. д. составляет примерно 100 человек. Оплата труда согласно штатному расписанию.

В таблице 3.5. представлено штатное расписание службы подстанций. Система оплаты труда у всех работников службы – повременная премиальная. Премия включает в себя премию за безаварийную работу, за экономию электроэнергии, а также надбавку за разъездной характер работы.

Таблица 3.5-Штатное расписание службы подстанций

2.2 Технико-экономическое сравнение двух конфигураций распределительных сетей 6/0,4 кВ

Произведем технико-экономический расчет двух конфигураций распределительных сетей 6/0,4 кВ. Расчет следует производить по изложенным ниже данным и формулам.

Капитальные вложения определяются по формуле:

К = К10 + К0,38 + КТП + КТ (1.13)

где К- капитальные вложения в строительство сети 6/0,38 кВ, тыс.тг.

Эксплуатационные издержки определяются по формуле:

СС = С10 + С0,38 + СТП + СТ (1.14)

где СС- эксплуатационные издержки сети, тыс.тг/год;

Приведенные затраты определяются по формуле:

ЗС = Ен · К + СС1 (1.15)

где ЗС- приведенные затраты всей сети, тыс.тг/год Ен=0,12- нормативный коэффициент приведенных затрат, 1/год.

Данные для технико-экономического сравнения: удельные показатели вариантов сети взяты из таблицы 7-2[3, с 210] и стоимость трансформаторов взяты из таблицы 2-4[3, с 45] показатели в рублях были переведены в тенге умножением на коэффициент 200. Результаты расчета сведем в таблицу 1.3.

Таблица 1.3- Технико-экономическое сравнение двух вариантов сети

Из полученных расчетов видно, что первый вариант конфигурации сети более выгодный.

2.3 Технико-экономическое сравнение двух вариантов выбора трансформаторов

Рассмотрим вариант если подстанция будет укомплектована трансформаторами ТДТН 10000/110/6.Потери электроэнергии на подстанции:

åDWЛ=120566 кВт,

åDWТ= 183332 кВт,

åDWПС=303898 кВт.

На основании расчетных графиков нагрузки определяется стоимость

потерь электроэнергии в трансформаторе на подстанции по формуле:

 ИDWПС = Сэх(Тх)×DWx + Cэк(t)×DWk (1.24)

где Сэх(Тх)=2.4 тг/кВт×ч – стоимость 1кВт×ч потерь электроэнергии Х.Х. трансформаторов за время их работы в году Тх.

Cэк(t)=2,2 тг /кВт×ч – стоимость 1 кВт×ч нагрузочных потерь электроэнергии трансформатора, которые определяются с помощью значения продолжительности макс. нагрузки Тм.

ИDWПС = 2,4×56760+ 2,2×126572=414682,4 тг

Определим приведенные затраты:

Зпр = Ен×К + И = Ен×К + Иэ + ИDWПС                           (1.25)

где Ен=0,12 – номинальный коэффициент эффективности; К=2×1446000 тг – капитальные затраты на оборудование ПС; И-ежегодные эксплуатационные издержки.

Ежегодные эксплуатационные издержки рассчитываются по формуле:

Иэ= Рсум×К (1.26)

где- Рсум = 0,094-удельная активная мощность, для ПС 110 кВ; К=14460000 тг – капитальные затраты.

Ежегодные эксплуатационные издержки

Иэ=0,094×1446000= 135924 тг ,

Зпр = 0,12× 2892000 +135924+414682,4 = 897646,4 тг

Рассмотрим вариант если подстанция будет укомплектована трансформа-торами ТДТН 6300/110/6.

Потери электроэнергии на подстанции:

åDWЛ=120566 кВт,

åDWТ= 203032 кВт,

åDWПС=323598 кВт.

Расчет производим аналогично первого варианта по формулам (1.24 )-(1.26) :

ИDWПС = 2,4×56760+ 2,2×146272= 458022,4 тг

Ежегодные эксплуатационные издержки рассчитываются по формуле:

Страницы: 1, 2, 3, 4