Реконструкция системы электроснабжения и релейной защиты
Пояснительная записка к
дипломному проекту
Реконструкция системы
электроснабжения и релейной защиты НПС «Суторминская»
Введение
Нефтегазовая промышленность является одной из ведущих
отраслей народного хозяйства страны. Перед ней поставлена задача надежного и
бесперебойного снабжения энергоресурсами промышленности, транспорта и объектов
бытового назначения. Решение этих задач связано с необходимостью оснащения
отрасли экономичным, высокопроизводительным и надежным электрооборудованием. В
связи с широким развитием электрификации электроустановки технологических
объектов нефтегазовой промышленности являются весьма важным звеном, от которого
в большей мере зависит нормальный ход технологического процесса.
В настоящее время для электроснабжения объектов нефтяной
промышленности используется новейшее оборудование, с использованием цифровой
техники. Преимущество таких установок заключается в повышении уровня
надежности, энергосбережения, автоматизации и безопасности.
Таким образом, внедрение и рациональная эксплуатация
высоконадежного электрооборудования, снижение непроизводственных расходов
электроэнергии при ее передаче, распределении и потреблении огромным образом
влияет на объемы перекачки транспортируемой нефти.
1. Описание технологического процесса
1.1 Нефтеперекачивающие станции
По магистральным нефтепроводам транспортируется нефть от
промыслов до нефтеперерабатывающих предприятий или перевалочных нефтебаз.
Производительность МН составляет от 0.7 до 80 млн. т нефти в
сутки, рабочее давление от 4.5 до 10 МПа.
Все сооружения и объекты МН можно представить двумя группами:
линейные сооружения и нефтеперекачивающие станции (НПС).
Нефтеперекачивающие станции сооружаются через 50-100 км.
Первая станция, получившая название головной нефтеперекачивающей станции
(ГНПС), оборудуется резервуарным парком, подпорными и магистральными
(основными) насосами.
Подпорные насосы, забирая нефть из резервуаров, подают ее на
вход магистральных насосов с давлением, обеспечивающим нормальный
(бескавитационный) режим их работы. Условием бескавитационного режима работы
является превышение давления на входе насосов давления насыщенных паров нефти
при температуре перекачки.
Последующие, промежуточные НПС, обеспечивающие поддержание в
трубопроводе напора, достаточного для дальнейшей перекачки, имеют в своем
составе из основного оборудования только магистральные насосы. Бескавитационная
их работа обеспечивается остаточным давлением в нефтепроводе.
Для повышения надежности работы нефтепровода через каждые
400-600 км. сооружаются станции с резервуарным парком (НПСР). По набору
основного оборудования они аналогичны ГНПС, но объем резервуарного парка в этом
случае составляет 0,3-1,5 суточной производительности МН.
Объекты, входящие в состав НПС, можно условно подразделить на
две группы. В первую группу входят объекты основного (технологического)
назначения: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учёта нефти с
фильтрами; магистральная насосная; узел урегулирования давления и узлы с
предохранительными устройствами; камеры пуска и приёма очистных устройств;
технологические трубопроводы с запорной арматурой.
Технологическая схема НПС представлена на рис. 1.1.
нефтеперекачивающий
электроснабжение трансформатор технологический
Рис. 1.1. Технологическая схема НПС
где I - узел пуска-приема скребка (УППС); II -
фильтры-грязеуловители; III - устройство гашения ударной волны; IV - емкости
сбора нефти, сброса ударной волны и разгрузки; V - насосная с МНА для
последовательной и параллельной перекачки; VI - помещение регулятора давления;
VII - насосная внутренней перекачки; VIII - подземные емкости с погружными
насосами
Ко второй группе относятся объекты вспомогательного
назначения: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами;
комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; комплекс сооружений
по отводу промышленных и бытовых стоков; котельная с тепловыми сетями;
инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические
мастерские.
1.2 Технологические режимы работы
нефтеперекачивающих станций
НПС подразделяются по назначению на станции с емкостью и без
емкости.
Перекачивающая насосная станция с емкостью предназначена для
приема нефти и перекачки ее из емкости в магистральный нефтепровод. Основной
схемой технологического процесса перекачки нефти НПС с емкостью является
перекачка с «подключенными резервуарами» или «через резервуары».
Перекачивающая насосная станция без емкости предназначена для
повышения давления в магистральном нефтепроводе при перекачке нефти. Основной
схемой технологического процесса перекачки нефти для промежуточной НПС является
перекачка «из насоса в насос».
При работе через резервуары поступающая на станцию нефть
принимается в одну группу резервуаров, а из другой группы резервуаров в это же
время нефть забирается подпорными насосами, подается в основные насосы и затем
закачивается в магистральный нефтепровод. Такой режим обычно применяется на
головных станциях нефтепроводов, где приемо-сдаточные операции выполняются на
основе замеров нефти в резервуарах.
При режиме с «подключенными резервуарами» последние через
приемные трубопроводы все время гидравлически связаны с потоком нефти,
проходящим через станцию. Из резервуаров или в резервуары поступает только
объем нефти, представляющий разность между объемами перекачиваемой нефти до
станции и после нее. Если объемы равны, то уровень нефти в резервуарах остается
постоянным, т.е. исключаются потери от «больших дыханий». Такой режим работы
применяется на станциях, оборудованных счетчиками (расходомерами),
обеспечивающими коммерческий учет нефти, и пробоотборниками, работающими на
потоке нефти.
При режиме «из насоса в насос» весь поток нефти подается на
прием основных насосов, поэтому на станциях не устанавливаются резервуары и
подпорные насосы, т.е. нефтеперекачивающие станции становятся дешевле и проще.
Однако на трубопроводах больших диаметров применяемые насосы требуют
значительного подпора, что уменьшает пропускную способность нефтепровода. Для
ее увеличения в ряде случаев экономически целесообразно на промежуточных
станциях устанавливать резервуары и подпорные насосы и применять режим «с
подключенными резервуарами». Для увеличения пропускной способности нефтепровода
на промежуточных станциях можно устанавливать только подпорные насосы (без
установки емкости), эти насосы должны быть рассчитаны на высокое давление на
всасывании. Однако при работе «из насоса в насос» любые изменения режима работы
насосной приводят к изменению давления и расхода вдоль всего магистрального
трубопровода, что вызывает необходимость регулирования работы насосных на всех
НПС. Кроме того, при работе «из насоса в насос» отказ оборудования на любой
станции вызывает снижение пропускной способности всего трубопровода.
Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так
называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400 - 600 км, состоящие из
3 - 5 участков, разделенных промежуточными НПС, работающими в режиме «из насоса
в насос», и, следовательно, гидравлически связанными друг с другом. В то же
время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные
парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок
может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого
запас нефти своих резервуаров.
2. Электроснабжение нефтеперекачивающей станции
.1 Схема электроснабжения
Рис. 2.1. Схема электроснабжения НПС
На рис. 2.1. приведена схема электроснабжения НПС
«Суторминская».
НПС относится к первой категории надёжности электроснабжения,
поэтому, согласно ПУЭ, проектируемый объект в нормальных режимах должен
обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих
источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении
электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на
время автоматического восстановления питания.
Тогда электроснабжение НПС будет осуществляться по двум
одноцепным взаимно резервирующим воздушным линиям 110 кВ от разных секций шин
головной подстанции.
2.2 Расчет электрических нагрузок
Расчёт электрических нагрузок ведём методом коэффициента
спроса, т.к. известны мощности отдельных электроприемников - синхронных
двигателей, для которых коэффициент спроса Кс=0,9
. Найдем расчетную активную мощность высоковольтных
синхронных двигателей:
(2.1)
где nсд - число электроприёмников (синхронных
двигателей);
Рн(сд) - номинальная активная мощность единичного
электроприемника.
(МВт)
2. Найдем реактивную мощность
высоковольтных синхронных электродвигателей:
(2.2)
где 
- коэффициент мощности для данного типа
электроприёмника;
(МВА)
3. Найдем полную мощность:
(2.7)
(МВА)
2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов
НПС относится к потребителю I категории надежности.
Для электроснабжения потребителей I и II категорий надежности должны быть предусмотрены
два независимых источника электроснабжения, т.е. двухтрансформаторные подстанции
и питание должно подаваться по двум независимым линиям.
Номинальная мощность трансформатора выбирается по расчетной
максимальной мощности потребителя: SНОМ≥ SР.
Расчетная нагрузка Sр была вычислена по формуле (2.7):
(МВА)
Учитывая результат полной мощности электродвигателей, выберем
трансформаторы. С учетом допустимых нагрузок мощность каждого из
трансформаторов может быть принята Sном = 40 (МВ*А)
Выберем двухобмоточные масляные трансформаторы типа
ТРДНС-40000/110, технические данные которых сведены в табл. 2.1.
Таблица 2.1. Параметры трансформаторов ТРДНС-40000/110
|
Параметры
|
Единицы
измерения
|
Данные
|
|
Номинальная
мощность, Sном
|
кВ*А
|
40000
|
|
Номинальное
напряжение обмотки ВН
|
кВ
|
110
|
|
Номинальное
напряжение обмотки НН
|
кВ
|
10
|
|
Потери
холостого хода, Р0
|
кВт
|
50
|
|
Потери
короткого замыкания, Рк
|
кВт
|
170
|
|
Напряжение
короткого замыкания, Uк
|
%
|
11,5
|
|
Ток холостого
хода, I0
|
%
|
0,60
|
Трансформатор типа ТРДНС-40000/110-У1 силовой масляный
трехфазный двухобмоточный с расщепленной обмоткой НН, с принудительной
циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, с регулированием
напряжения под нагрузкой; предназначен для работы на электростанциях в качестве
пускорезервного собственных нужд, а также на подстанциях энергосистем и
промышленных предприятий.
Проверим, подходят ли выбранные трансформаторы с учетом
потерь.
Рассчитаем коэффициенты загрузки трансформаторов:
(2.6)
Активные потери рассчитаем по формуле
(2.7)
реактивные:
(2.8)
Полная мощность трансформатора с учётом потерь соответственно:
(2.9)
При таком выборе в аварийном режиме оставшийся в работе один
трансформатор должен обеспечить нормальное электроснабжение всех потребителей I и II категорий надежности,
перегружаясь при этом не более, чем на 10%, т.е.:
(2.15)
Такая перегрузка допустима для трансформаторов в течение 6 часов в
сутки сроком не более чем на 5 суток.
Следовательно, данный тип трансформаторов удовлетворяет нашим
требованиям.
.4 Выбор сечений проводов
Сечение проводов и жил кабелей выбирают в зависимости от ряда
технических и экономических факторов. Электрические сети можно рассчитать:
- по экономической
плотности тока;
- по потере напряжения;
- по нагреву.
Согласно ПУЭ выбор экономически целесообразного сечения
производят по экономической плотности тока, которая зависит от материала
проводников, конструкции провода и числа часов использования максимума активной
мощности, поэтому выберем сечения проводов по экономической плотности тока.
Сечение проводников проектируемой линии с достаточной точностью можно
определить по формуле:
(2.16)
где jэк - экономическая плотность тока,
для алюминиевых проводов jэк=1 (А/мм2);
Iр - расчетное значение тока. А.
Расчетное значение тока Iр можно определить по
величине активной Рр. либо полной Sp расчетной мощности.
Для трансформаторов расчетный ток:
(2.17)
где Uном - номинальное напряжение сети, равное 110 (кВ).
Для синхронного двигателя номинальный ток:
(2.18)
где Рном дв - номинальная мощность электродвигателя,
(кВт);ном - номинальное напряжение, равное 10 (кВ);
сos ц - коэффициент мощности электродвигателя.
Выбор сечений по нагреву для параллельно работающих линий,
питающих ЗРУ 10 кВ, производят по расчетному току, в качестве которого принят
ток послеаварийного режима, когда одна питающая линия вышла из строя. Расчётный
ток для этого случая определим по величине расчётной мощности:
(2.19)
где Sрасч - расчётная мощность, равная 40,08 (МВА).
(А)
Выбираем сечения воздушной линии 110 кВ по экономической
плотности тока по формуле (2.16):
(мм2)
Сечение провода, полученное в результате расчета, округляем
до ближайшего каталожного значения. Тогда выбираем провод марки АС - (3Ч240).
.5 Расчёт токов короткого замыкания
Электрооборудование, устанавливаемое в
системах электроснабжения, должно быть устойчивым к токам КЗ и выбираться с
учетом этих токов.
Составим расчётную схему и схему замещения
цепи короткого замыкания. На рис. 2.2 приведена расчетная схема замещения, а на
рис. 2.3 схема замещения, построенные в соответствии со схемой на рис. 2.1.
В нормальном режиме все секционные
выключатели находятся в отключенном состоянии, силовые трансформаторы работают
раздельно на отдельные секции шин. Наиболее тяжелый режим работы может
наступить при КЗ в момент перевода нагрузки с одного силового трансформатора на
другой, т.е. когда секционные выключатели включены. Этот режим принят за
расчетный.
Расчет производим в относительных
единицах. В качестве базисных величин принимают базисную мощность Sб и базисное напряжение Uб. За базисную мощность
принимают суммарную мощность генераторов, мощность трансформатора, а чаще
число, кратное 10, например 100 МВ×А. Тогда за базисную мощность
принимаем значение 100 МВ×А.
В качестве базисного напряжения принимаем
напряжение высокой ступени 115кВ - Uб1=115кВ и Uб2=10,5кВ -
базисное напряжение на низкой стороне 10,5кВ.
Рис. 2.2. Расчетная схема замещения
Т.к. точка КЗ значительно удалена от источника питания и его
мощность велика по сравнению с суммарной мощностью электроприемников, тогда
периодическая составляющая тока КЗ:
(2.20)
Определим базисные токи (Iб) для каждой ступени трансформации:
(2.21)
Базисный ток на высокой стороне:
Базисный ток на низкой стороне:
Найдем сопротивления отдельных элементов сети в относительных
единицах и подсчитаем суммарное эквивалентное сопротивление схемы замещения от
источника до точки короткого замыкания:
а) для системы при заданной мощности КЗ:
(2.22)
б) для ВЛ 1 (параметры кабеля АС-3х240):
(2.23)
где 
, 
, 
км
(2.24)
где 
, 
, 
в) для двухобмоточных трансформаторов с расщеплённой обмоткой:
(2.25)
(2.25)
г) для синхронных двигателей:
(2.26)
где Sном.д - полная мощность СТД, МВ×А,
(2.27)
- сверхпереходное сопротивление, = 0,2
д) для двух параллельно работающих синхронных двигателей:
Суммарное приведенное индуктивное сопротивление от источника
питания до точки короткого замыкания К-1:
(2.28)
Отношение результирующих активного и
индуктивного сопротивлений до точки К-1 составляет:
Активное сопротивление не учитываем,
поэтому
Определим периодическую составляющую тока К-1:
(2.29)
Определим периодическую составляющую тока К-2:
(2.30)
Определим периодическую составляющую тока К-3:
Для выбора и проверки электрооборудования по условию
электродинамической стойкости необходимо знать ударный ток КЗ.
Ударный ток КЗ в точке К-1:
(2.37)
где куд=1,8 - выбираем по графику зависимости 
(кА)
Мощность КЗ в точке К-1:
(2.38)
Ударный ток КЗ в точке К-2:
(2.39)
(кА)
Мощность КЗ в К-2:
(2.43)
Ударный ток КЗ в точке К-3:
(2.39)
(кА)
Мощность КЗ в К-3:
(2.43)
В качестве минимального тока КЗ, который необходим для проверки
чувствительности релейных защит, используют ток двухфазного КЗ в наиболее
удаленной точке. Минимальное значение тока КЗ можно определить по формуле:
(2.45)
где Ik(3) = Ik
Результаты расчета токов КЗ сведены в таблицу табл. 2.2.
Таблица 2.2. Результаты расчета токов КЗ
|
Точка КЗ
|
Ik(3),
кА
|
iуд, кА
|
Ik(2),
кА
|
|
|
К-1
|
6,45
|
16,4
|
5,6
|
1287,7
|
|
К-2
|
5,92
|
15
|
5,1
|
107,7
|
|
К-3
|
4,87
|
12,4
|
4,2
|
88,6
|
.6 Выбор ячеек
КРУ-10 кВ
В качестве распределительного устройства 10 кВ применим
комплектные распределительные устройства серии КВ-02-10 внутренней установки
двухстороннего обслуживания, предназначенных для приема и распределения
электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 и 60 Гц на
номинальное напряжение 6 и 10 кВ в сетях с изолированной или заземленной через
дугогасящий реактор нейтралью.
КРУ используются в распределительных устройствах собственных
нужд электростанций, электрических подстанций энергосистем и промышленных
предприятий, а так же на объектах электроснабжения ответственных потребителей
нефтяной промышленности.
В состав распределительного устройства 10 кВ входят: набор
отдельных шкафов КРУ с коммутационными аппаратами, приборами измерения,
устройствами автоматики и защиты, а также аппаратурой защиты, управления,
сигнализации и другими вспомогательными устройствами, соединенными между собой
в соответствии со схемой электрической расположения КРУ.
Шкафы КРУ всех серий имеют жесткую конструкцию, в которую
встроены выключатели, трансформаторы напряжения, трансформаторы тока,
токоведущие части (сборные шины и отпайки). В верхней части шкафов КРУ
устанавливаются релейные шкафы со встроенной аппаратурой релейной защиты и
автоматики (РЗиА), аппаратурой управления, измерения и сигнализации,
клеммниками и цепями вторичных соединений.
Корпуса шкафов КВ-02-10 предусматривают встраивание выкатных
элементов (тележек), в которых размещены выключатели, трансформаторы напряжения
и разъединяющие контакты (выполняющие роль разъединителей).
В состав КРУ входят вакуумные выключатели типа
ВВЭЛ-110-630-20У3, трансформаторы тока типа ТОЛ, трансформаторы напряжения
НАМИ-10, ограничители перенапряжения типа ОПНп - 10/12/10/1-III УХЛ1,
предохранители.
2.7 Выбор сечений кабелей
При выборе сечения кабелей на синхронные двигатели от РУ-10
кВ, защищаемых релейной защитой, проводят проверку по термической стойкости при
токах короткого замыкания. Расчетная температура проводника при коротком
замыкании не должна превышать предельно допустимого значения.
На практике вычислить температуру проводника при коротком
замыкании довольно трудно, поэтому можно сразу определить термически стойкое к
токам короткого замыкания сечение по формуле:
(2.46)
где 
- температурный коэффициент, учитывающий
ограничение допустимой температуры нагрева кабелей; для меди =165.
I¥ -
периодическая составляющая тока КЗ в точке КЗ;
tпр - приведенное время КЗ.
пр = tпр.п + tпр.а, (2.47)
где tпр.п - время действия периодической
составляющей времени КЗ;
tпр.а - время действия апериодической составляющей времени КЗ;
(
)
Сечение кабеля, полученное в результате расчета, округляем до
ближайшего каталожного значения.
Тогда выбираем кабель КГЭТ-10 (3х185)
.8 Выбор высоковольтных электрических
аппаратов
Все виды аппаратов (выключатели, разъединители,
предохранители, измерительные трансформаторы для электроустановок) должны
выбираться в соответствии с вычисленными максимальными расчетными величинами
(токами, напряжениями, мощностями отключения) для нормального режима и
короткого замыкания. Для их выбора сравнивают указанные расчетные значения с
допускаемыми для высоковольтного оборудования; составляют таблицу сравнения
указанных расчетных и допустимых значений. Для обеспечения надежной
безаварийной работы расчетные значения должны быть меньше допустимых.
Выбор высоковольтных выключателей
Выключатели выбирают по номинальному напряжению Uном,
номинальному току Iном, конструктивному выполнению, месту установки (наружная
или внутренняя), току отключения Iоткл и проверяют на электродинамическую и
термическую стойкость.
Выбор высоковольтных выключателей
произведен на основе сравнения каталожных данных с соответствующими расчетными
данными, для чего составим таблицу.
Таблица 2.3. Выбор высоковольтных выключателей
|
Место установки
выключателя
|
Тип выключателя
|
Условия выбора
|
Расчетные
данные сети
|
Каталожные
данные выключателя
|
|
Q1 - Q2
|
ВВЭЛ-110-630-20У3
|
Uc ≤ Uном
Iрасч ≤ Iном Iк
≤ Iоткл iуд ≤ iдин
Bк ≤ I∞2tп
|
110 кВ 210А
6,45 кА 16,4 кА 45 кА2с
|
110 кВ 630 А 20
кА 52 кА 1200 кА2с
|
|
Q3 - Q6
|
ВВД63-10
|
Uc ≤ Uном
Iрасч ≤ Iном Iк
≤ Iоткл iуд ≤ iдин
Bк ≤ I∞2tп
|
10 кВ 2200А
12,37 кА 31,5 кА 169,1 кА2с
|
10 кВ 2500 А 40
кА 100 кА 2977 кА2с
|
|
Q7, Q8
|
ВБПС-10-20/1600-У3
|
Uc ≤ Uном
Iрасч ≤ Iном Iк
≤ Iоткл iуд ≤ iдин
Bк ≤ I∞2tп
|
10 кВ 1026А
10,7 кА 18,7 кА 58,9 кА2с
|
10 кВ 1600 А 20
кА 51 кА 1200 кА2с
|
|
Q9 -
Q16
|
ВБПС-10-20/1000-У3
|
Uc ≤ Uном Iрасч ≤ Iном Iк ≤ Iоткл iуд ≤ iдин Bк ≤ I∞2tп
|
10 кВ 513 А 5,9
кА 15 кА 1,46 кА2с
|
10 кВ 1000 А 20
кА 51 кА 1200 кА2с
|
Выбор высоковольтных выключателей Q1-Q2, установленных со стороны высокого
напряжения силовых питающих трансформаторов. Параметры сети Uном=110 кВ, Iрасч=110А, 
=6,45 кА, iуд=16,4 кА.
Выбираем выключатель типа ВВЭЛ-110-630-20У3.
Параметры выключателя: Uном=110 кВ, Iном=630 А, Iоткл=20кА, iдин=52 кА, ток термической
стойкости 20 кА при времени действия 3 с, время отключения 0,12 с.
Расчет интеграла Джоуля при коротком замыкании (теплового
импульса тока) Вк можно выполнить следующим образом:
(2.48)
где Bк,п, Вк,а - соответственно периодическая
и апериодическая составляющие импульса тока;
I∞ - действующее значение периодической
составляющей тока короткого замыкания;
tоткл - время от начала короткого замыкания до его
отключения,
tоткл = tз + tвык
tз - время действия релейной защиты, для МТЗ tз=0,5-1,0 с, примем tз=1,0 с;
tвык - полное время отключения выключателя, tвык = 0,12 с.
Та - постоянная времени затухания апериодической
составляющей тока короткого замыкания
(2.49)
где xУ, rУ - суммарные индуктивные и активное сопротивление
цепи КЗ.
В сетях, где активное сопротивление не учитывают из-за их
несущественного влияния на полное сопротивление цепи КЗ, можно принять Tа = 0,05.
При 
тепловой импульс тока можно найти по
упрощённой формуле:
(2.50)
tоткл = 1+0,055 = 1,055 (с)
Отношение 
, Та - постоянная времени
затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания до точки К2
равна Та = 0,05, т.к. активное сопротивление в расчётах не
учитывалось. Отсюда тепловой импульс тока при КЗ для выключателей Q1-Q2 по формуле
(2.50):
Интеграл Джоуля при коротком замыкании для выключателей Q1-Q2:
(2.51)
Для выключателя: I∞=20 кА; tп=3с, тогда интеграл Джоуля
= 202 ·3 = 1200 (кА2с)
то есть Вк<<
Выбор высоковольтных выключателей Q3-Q6
(вводные на 10 кВ)
установленных в цепи ЗРУ-10 кВ (рис. 2.1). Параметры сети Uном=10 кВ, Iрасч= 2200 А, =12,37 кА, iуд=31,5 кА.
Выбираем вакуумный выключатель типа ВВД63-10.
Выключатели серии ВВД63-10 с пружинно-моторным приводом и
индукционно-динамическим устройством управления. Выключатели обладают
быстродействием включения, высокой коммутационной износостойкостью при
номинальных токах и токах короткого замыкания, пожаро- и взрывобезопасностью,
сниженными эксплуатационными затратами, не загрязняют окружающую среду.
Параметры выключателя: Uном=10 кВ, Iном=2500
А, Iоткл=20 кА, iдин=51 кА, ток термической стойкости 20 кА
при времени действия 3 с, время отключения 0,12 с.
tоткл = 1+0,055 = 1,055 (с)
Тепловой импульс тока при КЗ для выключателей находим по
формуле (2.50):
Для выключателя: I∞=20 кА; tп=3с, тогда интеграл Джоуля
находим по формуле (2.51):
= 202 ·3 = 1200 (кА2с)
то есть Вк<< 
Выбираем вакуумный выключатель типа ВБПС-10-20/1600-У3. Параметры
выключателя: Uном=10 кВ, Iном=1600 А, Iоткл=20
кА, iдин=51 кА, ток термической стойкости 20 кА при времени
действия 3 с, время отключения 0,12 с.
tоткл = 1+0,055 = 1,055 (с)
Тепловой импульс тока при КЗ для выключателей находим по
формуле (2.50):
Для выключателя: I∞=20 кА; tп=3с, тогда интеграл Джоуля
найдем по формуле (2.51):
= 202 ·3 = 1200 (кА2с)
то есть Вк<<
Выбор высоковольтных выключателей Q9-Q16 (на
двигатели) установленных
в цепи ЗРУ-10 кВ (рис. 2.1). Параметры сети Uном=10 кВ,
Iрасч= 513 А, = 5,9 кА, iуд=15 кА.
Выбираем вакуумный выключатель типа ВБПС-10-20/1000-У3. Параметры
выключателя: Uном=10 кВ, Iном=1000 А, Iоткл=20
кА, iдин=51 кА, ток термической стойкости 20 кА при времени
действия 3 с, время отключения 0,12 с.
tоткл = 1+0,055 = 1,055 (с)
Тепловой импульс тока при КЗ для выключателей находим по
формуле (2.50):
Для выключателя: I∞=20 кА; tп=3с, тогда интеграл Джоуля
находим по формуле (2.51):
= 202 ·3 = 1200 (кА2с)
то есть Вк<<
Выбор шин и изоляторов
Шины распределительных устройств выбирают по номинальным
параметрам, соответствующим нормальному режиму и условиям окружающей среды, и
проверяют на режим короткого замыкания.
В качестве сборных шин выбираем медные шины прямоугольного
сечения размером 140x6 мм. Из ПУЭ длительно допустимый ток при одной полосе на фазу
составляет Iдоп = 2400 А. Условие выбора:
Iрасч ≤ Iдоп
А ≤ 2400 (А)
При прохождении токов КЗ в шинах и других токоведущих частях
возникают электродинамические усилия, которые создают изгибающие моменты и
напряжения в металле. Критериями электродинамической стойкости или механической
прочности шин являются максимальные напряжения, которые не должны превышать
допустимых для данного материала значений. Проверим шины на электродинамическую
стойкость к токам короткого замыкания.
Шину, закрепленную на изоляторах можно рассматривать как
многопролетную балку.
Наибольшее напряжение в металле при изгибе:
(2.52)
где М - изгибающий момент, создаваемый ударным током КЗ, Н×м;
W - момент сопротивления, м3.
Изгибающий момент для равномерно нагруженной многопролетной
балки равен:
(2.53)
где F - сила взаимодействия между проводниками
при протекании по ним ударного тока КЗ, Н;
- расстояние между опорными изоляторами, 
Момент сопротивления при расположении шин плашмя:
(2.54)
где b, h - соответственно узкая и широкая стороны шины, м.
(м3)
Наибольшее электродинамическое усилие:
(2.55)
где 
- расстояние между токоведущими шинами, = 0,3 м;
(Н)
Тогда изгибающий момент для равномерно нагруженной многопролетной
балки определим по формуле:
(Н·м)
Тогда наибольшее напряжение в металле при изгибе:
(МПа)
Допустимое напряжение при изгибе для медных шин 170 МПа.
у = 14,2МПа ≤ удоп = 170 (МПа)
Следовательно, выбранные шины удовлетворяют условиям
электродинамической стойкости.
При расчёте электродинамической стойкости шин необходимо
учитывать возможность появления резонанса между гармонически меняющимися
электродинамическими усилиями и собственными механическими колебаниями шин. В
случае, когда эти частоты равны или близки, даже при сравнительно небольших
усилиях возможны разрушения опорных изоляторов вследствие явления резонанса.
Частоту собственных колебаний многопролётных шин, расположенных в одной
плоскости, определяют по формуле:
(2.56)
где - пролет шины, =1 м;
- модуль упругости материала шин, для меди =10×1010 Н/м2;
- масса единицы длины шины, = 0,43 кг/м;
- момент инерции сечения шин относительно оси изгиба.
(2.57)
(Гц)
Т. к.
> 200 Гц, то явление резонанса не
учитываем.
Таким образом, выбранные сборные шины удовлетворяют условиям
электродинамической стойкости.
Для соблюдения условий термической стойкости шин необходимо,
чтобы проходящий по ним ток КЗ не вызывал повышение температуры свыше предельно
допустимой. Проверку шин на термическую стойкость производят по установившемуся
току КЗ и приведённому времени действия этого тока. Проверим шины на
термическую стойкость к токам КЗ.
Минимально допустимое сечение медных шин определим по формуле
(2.46):
где 
- периодическая составляющая тока КЗ в
точке КЗ;
- приведенное время КЗ.
где 
- время действия апериодической
составляющей времени КЗ;
- время действия периодической составляющей времени КЗ.
Для времени отключения КЗ 
и в» = 1:
Отсюда термически стойкое сечение шин:
(мм2)
Выбранные шины удовлетворяют условиям термической стойкости, т.к. Fш > Fт, или 100´60 = 600
мм2 > 105мм2.
Опорные изоляторы выбирают по номинальному напряжению и току,
а затем проверяют на механическую нагрузку при коротких замыканиях.
Для шин, имеющих частоту собственных колебаний fо > 200 Гц, расчетная
сила, действующая на головку изолятора при КЗ:
(2.58)
где l - расстояние между изоляторами вдоль шин,
а - расстояние между осями шин соседних фаз,
kф - коэффициент формы
проводника
iуд - ударный ток КЗ;
Допустимая нагрузка на головку изолятора:
(2.59)
Условие выбора:
Тогда
Выбираем опорный изолятор ИР-10/3,75
Выбор разъединителей
Разъединители выбирают по конструктивному исполнению и месту
установки (наружная или внутренняя), по номинальному напряжению Uном,
номинальному току Iном и проверяются на электродинамическую и термическую
стойкость.
Разъединители внутренней установки предназначены:
для отключения и включения под напряжением участков
электрической цепи высокого напряжения при отсутствии нагрузочного тока и для
изменения схемы соединения;
для обеспечения безопасного производства работ на отключенном
участке;
для включения и отключения зарядных токов воздушных и
кабельных линий, тока холостого хода трансформаторов и токов небольших
нагрузок.
Выбор разъединителей производим на основе сравнения расчетных
и каталожных данных, сведенных в таблицу 2.4.
Таблица 2.4. Выбор разъединителей
|
Место установки
|
Тип
разъединителя
|
Условия выбора
|
Расчетные
данные сети
|
Каталожные
данные разъединителя
|
|
На стороне
110кВ
|
РДЗ-110/1000
НУХЛ1
|
Uc ≤ Uном
Iрасч ≤ Iном iуд
≤ iдин Bк ≤ It2t
|
110 кВ 210А
6,45кА 25,6 кА2с
|
110 кВ 1000А
80кА 2976 кА2с
|
|
Секционный
разъединитель 10кВ
|
РВР-10/4000
|
Uc ≤ Uном
Iрасч ≤ Iном iуд
≤ iдин Bк ≤ It2t
|
10 кВ 2200А
16,4кА 300 кА2с
|
10 кВ 4000А
100кА 4976 кА2с
|
Интеграл Джоуля для разъединителей, устанавливаемых на линии
110 кВ рассчитываем по формуле (2.51):
I32t = 31,52·3 = 2976 (кА2·с)
Тепловой импульс тока при КЗ находим по формуле (2.50):
Bк = 6,452·0,805 =33 (кА2·с)
где - действующее значение периодической
составляющей тока КЗ;
- приведенное время КЗ, = 0,805 с.
Интеграл Джоуля для секционного разъединителя 10 кВ по формуле
(2.51):
I32t = 31,52·3 = 2976 (кА2·с)
Тепловой импульс тока при КЗ по формуле (2.50):
Bк = 16,42·0,805
=215 (кА2·с)
Выбор ограничителей перенапряжений
Ограничители типа ОПНп предназначены для защиты
электрооборудования распределительных электрических сетей переменного тока с
изолированной или компенсированной нейтралью от грозовых и коммутационных
перенапряжений в соответствии с их вольт-амперными характеристиками и
пропускной способностью.
Конструктивно ограничитель перенапряжения ОПНп представляет
собой высоконелинейное сопротивление (варистор), заключенный в высокопрочный
герметизированный корпус. При возникновении волн перенапряжения сопротивление
варисторов изменятся на несколько порядков (от мегомов до десятков Ом) с
соответствующим возрастанием тока от миллиампер при воздействии рабочего
напряжения до тысяч ампер при воздействии волны перенапряжения. Этим объяснятся
защитное действие ограничителя перенапряжения. Ограничители перенапряжений ОПНп
(ОПН) применяются для защиты:
электрооборудования подстанций открытого и закрытого типа;
кабельных сетей;
воздушных линий электропередач;
генераторов, синхронных компенсаторов и электродвигателей
сетей собственных нужд электростанций и промышленных предприятий;
батарей статических конденсаторов и фазокомпенсирующих
устройств;
оборудования электроподвижного состава;
контактной сети переменного и постоянного тока
электрифицированных железных дорог;
устройств электроснабжения электрифицированных железных
дорог;
электрооборудования специализированных промышленных
предприятий (химической, нефтяной, газовой и др. промышленности).
Ограничители перенапряжений ОПНп предназначены для работы в
сетях:
общего назначения, работающих в режиме эффективного
заземления нейтрали;
распределительных, работающих в режиме с изолированной,
компенсированной и резестивно заземленной нейтралью;
генераторного напряжения;
собственных нужд электростанций;
распределительных промышленных предприятий, имеющих специфику
производства.
В ЗРУ для защиты изоляции от коммутационных перенапряжений
применим ограничители перенапряжений ОПНп - 10/12/10/1-III УХЛ1 и ОПНп
-110/73/10/2-III УХЛ1. Конструктивно ограничители перенапряжения выполнены в
виде блока последовательно соединенных оксидно-цинковых варисторов,
заключенного в полимерную покрышку. Технические данные сведены в табл. 2.5. и
2.6.
Таблица 2.5. Технические данные ОПНп - 10/12/10/1-III УХЛ1
|
ОПНп -
10/12/10/1-III УХЛ1
|
|
Класс
напряжения. сети, кВ
|
10
|
|
Наибольшее
рабочее напряжение, кВ действ.
|
12
|
|
Остающееся
напряжение, кВ амп, не более, при грозовом импульсе тока 8/20 мкс с
амплитудой:
|
|
5000 А
|
35,8
|
|
10000 А
|
38,4
|
|
20000 А
|
44,5
|
|
150 А
|
29,0
|
|
500 А
|
30,9
|
|
|
|
|
Таблица 2.6. Технические данные ОПНп -110/73/10/2-III УХЛ1
|
ОПНп
-110/73/10/2-III УХЛ1
|
|
Класс
напряжения сети, кВ
|
110
|
|
Наибольшее
рабочее напряжение, кВ действ.
|
73
|
|
Номинальный
разрядный ток, кА
|
10
|
Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока выбирают по номинальному току и
напряжению, классу точности и допускаемой погрешности и проверяют на
термическую и динамическую стойкость к токам к.з. Условия выбора и расчетные и
каталожные данные сведены в таблицу 2.7.
Ток электродинамической стойкости при номинальном первичном
токе выбираем по каталогу.
Трансформатор тока предназначен для передачи сигнала
измерительной информации измерительным приборам и устройствам защиты и
управления, для изолирования цепей вторичных соединений от высокого напряжения
в комплектных устройствах внутренней и наружной установок переменного тока на
класс напряжения до 10 кВ частоты 50 или 60 Гц.
В данной схеме электроснабжения наличие трансформаторов тока
технологически необходимо:
перед силовыми трансформаторами на стороне 110 кВ;
после трансформаторов на стороне 10 кВ;
перед двигателями.
Таблица 2.7. Выбор трансформаторов тока
|
Место установки
|
Тип
трансформатора тока
|
Условия выбора
|
Расчетные
данные
|
Каталожные
данные
|
|
На стороне 110
кВ
|
ТОЛ-110 III
|
Uном ≥ Uсети Iрас< IтрI iуд≤
iдин Bк ≤ I∞2t
|
110 кВ 210 А 6,48 кА 25,6 кА2·с
|
110кВ 300 12 кА 936,36 кА2·с
|
|
После
трансформатора на стороне 10,5 кВ
|
ТОЛ-10
|
Uном ≥ Uсети Iрас< IтрI iуд≤ iдин Bк
≤ I∞2t
|
10 кВ 2200 А
31,5 кА 1948 кА2·с
|
10кВ 2500 А 40
кА 10404 кА2·с
|
|
На линии,
питающей двигатели
|
ТОЛ-10-I-1
|
Uном ≥ Uсети Iрас< IтрI iуд≤ iдин Bк
≤ I∞2t
|
10 кВ 513 А 15
кА 1,06 кА2·с
|
10 кВ 600 А 40 кА 1600
кА2·с
|
|
|
|
|
|
|
Номинальный вторичный ток всех трансформаторов тока 5А.
Номинальный класс точности - 0,2S; 0,5S; 0,2; 0,5; 10Р; 5Р.
Для трансформаторов тока ТОЛ-110 III, установленных на линии
110 кВ:
Тепловой импульс тока при КЗ находим по формуле (2.57):
Bк = 6,482·0,805=33 кА2·с
Интеграл Джоуля (I∞=30,6 кА; tп=1с) рассчитывается по
формуле (2.56):
= 31,52 ·1 = 936,36 кА2с
то есть Вк<
Для ТОЛ-СЭЩ-10, установленных на линии 10 кВ:
Тепловой импульс тока при КЗ находим по формуле (2.57):
Bк = 31,52 ·0,805=794 кА2·с
Интеграл Джоуля (I∞=102 кА; tп=1с) рассчитываем по
формуле (2.56):
= 1022 ·1 = 10404 кА2с
то есть Вк<
Для ТОЛ-СЭЩ-10, установленных на линии, питающей двигатели:
Тепловой импульс тока при КЗ находим по формуле (2.57):
Bк = 5,92·0,805=29 кА2·с
Интеграл Джоуля (I∞=40 кА; tп=1с) рассчитываем по формуле
(2.56):
= 402 ·1 = 1600 кА2с
то есть Вк<
Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения (ТV) выбирают по
номинальному первичному напряжению, классу точности, схеме соединения обмоток и
конструктивному выполнению.
Условия выбора:
Uном ³ Uном.сети;
Sном ³ S2.
2 - суммарная мощность, потребляемая катушками
приборов и реле
Трансформаторы напряжения изготовляют для работы в классах
точности 0,2; 0,5; 1; 3. ТV Класса точности 0,2 применяют для питания
счётчиков электрической энергии, устанавливаемых на мощных генераторах и
межсистемных линиях электропередачи; ТV класса 0,5 - для питания
расчётных счётчиков других присоединений и измерительных приборов классов 1 и
1,5; ТV класса 1 - для подключения приборов класса 2,5 и ТV класса 3 - для релейной
защиты.
Предполагая, что эта мощность не выйдет за пределы 200 Вт,
выбираем трансформатор напряжения НАМИ-10 с классом точности 0,2, параметры
которого занесены в таблицу 2.8.
Таблица 2.8. Выбор трансформаторов напряжения
|
Наименование
параметра
|
НАМИ-10
|
|
Класс напряжения,
кВ
|
10
|
|
Наибольшее
рабочее напряжение, кВ
|
12
|
|
Номинальное
напряжение на высокой стороне
|
11000
|
|
Номинальное
напряжение на низкой стороне
|
100
|
|
Номинальная
мощность, В×А
|
200
|
Выбор предохранителей
Предохранители выбирают по конструктивному выполнению, номинальным
напряжению и току, предельно отключаемому току.
Предохранители ПКН 001-10 У3 с кварцевым наполнителем
являются токоограничивающими. Отключение тока короткого замыкания в
предохранителях с кварцевым песком обеспечивается за счет интенсивной деионизации
дуги, возникающей на месте пролегания плавкой вставки, в узких щелях между
песчинками наполнителя.
Таблица 2.9. Выбор предохранителей
|
Параметры
|
Значение
|
|
Номинальное
напряжение, кВ
|
10
|
|
Номинальный ток
предохранителя, кА
|
20
|
|
Номинальный ток
отключения, кА
|
31,5
|
3. Выбор и расчет релейной защиты
.1 Защита трансформатора
К повреждениям трансформатора относят многофазные и
однофазные КЗ в обмотках и на выводах, пожар в стали.
К ненормальным режимам относят появление токов, превышающих
номинальный ток обмоток трансформатора, снижение напряжения при КЗ и
недопустимое понижение уровня масла в баке.
Согласно ПУЭ для трансформаторов напряжением 110/10 кВ
предусматриваются релейные защиты от следующих повреждений и ненормальных
режимов:
1. многофазных коротких замыканий в обмотках и на их
выводах;
2. однофазных замыканий в обмотках и на выводах сети с
глухозаземленной нейтралью;
. витковых замыканий в обмотках;
. внешних КЗ;
. перегрузки;
. понижения уровня масла;
. однофазных замыканий на землю в сетях 6-10 кВ с
изолированной нейтралью, если отключение необходимо.
Это достигается установкой газовой и дифференциальной защит.
Блок БМРЗ-ТД
Блок БМРЗ-ТД предназначен для использования в качестве
основной быстродействующей защиты двухобмоточных трансформаторов с расщепленной
обмоткой любой мощности с напряжением ВН до 220 кВ.
БМРЗ-ТД - новейшая отечественная разработка, соединяющая
хорошо зарекомендовавшие себя известные принципы выполнения дифференциальных
защит с оригинальными решениями, улучшающими отстройку от переходных процессов,
от внешних КЗ и от бросков токов намагничивания.
Применение новейшей элементной базы и современных цифровых
технологий позволило получить новое качество функционирования дифференциальной
защиты: совершенные алгоритмы выравнивания токов плеч, автоматический учет
текущего положения РПН трансформатора, высокое быстродействие, устойчивость и
адаптивность работы в переходных режимах КЗ, сопровождающихся глубоким
насыщением измерительных трансформаторов тока и броском тока намагничивания,
удобство настройки и высокую стабильность параметров.
Блок БМРЗ-ТД может использоваться в качестве основной защиты
от всех видов КЗ в панелях защиты трансформаторов совместно с резервными
защитами и устройствами автоматики, выполненными на электромеханической,
аналоговой или цифровой элементной базе любых производителей.
Функции:
- Чувствительная дифференциальная токовая защита;
Дифференциальная токовая отсечка;
Токовая отсечка по стороне ВН;
Резервирование при отказе выключателя;
Исполнение сигналов газовой защиты;
Управление одним или несколькими выключателями (до 6);
Управление отключением через отделитель.
Подключение блока показано на рис. 3.1
Рис. 3.1. Подключение БМРЗ-ТД
Основные характеристики:
Дифференциальная токовая отсечка
ДТО является вспомогательным элементом защиты и обеспечивает
быстрое отключение КЗ в трансформаторе при больших токах, приводящих к
глубокому насыщению измерительных трансформаторов тока в условиях, когда
чувствительная ДЗТ может замедляться в срабатывании.
Время срабатывания ДТО составляет:
при кратности дифференциального тока к уставке 1.2 - 30 мс
при кратности дифференциального тока к уставке 2.0 - 25 мс
Диапазон уставок - (5 - 15) Iном
Резервирование при отказе выключателя (УРОВ)
Сигнал «УРОВд» выдается через заданное уставкой время после
выдачи сигнала на отключение выключателя при сохранении тока через отключаемый
защитой выключатель.
Алгоритм УРОВ может выполняться с контролем положения
выключателя на стороне высокого напряжения.
Уставки по времени: от 0,10 до 1,00 с шагом 0,01 с.
Чувствительность УРОВ по току 0.02 Iн.
Блок может выполнять команду УРОВп от других защит.
Технические характеристики:
Номинальный ток Iном, A - 0,5; 1,0; 2,5; 5,0.
Количество аналоговых входов до 0,7
Термическая стойкость длительно, 15 А в течение 1 с, - 500 А
Диапазон измерений (действующие значения) - (0,05 - 80) Iном.
Измерения и контроль:
- Фазные токи;
Тормозные токи;
Дифференциальные токи;
Максиметр дифференциальных токов;
Счётчик срабатываний защит;
Счётчик отключений выключателя с пофазной фиксацией
отключаемых токов.
Технические возможности:
- Связь БМРЗ по стандартным последовательным каналам RS-232 с
ПЭВМ и RS-485 или ВОЛС c АСУ с использованием протокола ModBUS.
Осциллографирование токов КЗ.
Осциллографирование переходных процессов при включении
трансформатора.
Во время работы блоки осуществляют автоматическую
самодиагностику и выдают сигнал при обнаружении неисправности. Расширенная
проверка работоспособности блока может быть произведена оператором в режиме
«Тест».
Память БМРЗ, после снятия питающего напряжения, обеспечивает
хранение уставок и конфигурации защит в течение всего срока службы.
Хранение осциллограмм, параметров аварийных событий,
информации об общем количестве, а так же о времени срабатываний защит,
количестве отключений выключателя обеспечивается, без питания, в течение 200
часов.
Смена конфигурации защит, блокировок и уставок осуществляется
при вводе пароля с пульта блока или дистанционно.
Функция календаря и часов позволяет фиксировать время событий
с дискретностью 10 мс.
Дифференциальная защита
Расчёт дифференциально-токовой защиты начинается с
определения токов в её плечах исходя из номинальной мощности силового
трансформатора. За основную сторону принимают ту, где проходит больший ток.
Для выравнивания величин вторичных токов в плечах защиты
подбирают коэффициенты трансформации трансформаторов тока дифференциальной
защиты. Они выбираются с таким расчетом, чтобы вторичные токи в плечах защиты
были равны. Для микропроцессорного блока БМРЗ выполнен подбор коэффициентов
трансформации.
Ток срабатывания дифференциальной защиты рассчитывают по двум
условиям:
. Отстройки от броска тока намагничивания при включении
силового трансформатора
(3.1)
где Кн - коэффициент надежности, для микропроцессорных
защит Кн=1,1;ном - номинальный ток силового
трансформатора.
(А)
. Отстройки от тока небаланса при внешних КЗ
(3.2)
где Iнб.расч - ток небаланса, протекающий в защите при
сквозном КЗ
приведенный к главным цепям.
Расчетное значение тока небаланса можно определить по формуле:
(3.3)
где Кодн - коэффициент однотипности трансформаторов
тока, при защите силовых трансформаторов Кодн = 1;
Ка - коэффициент, учитывающий влияния периодических
составляющих: для БМРЗ Ка =1;
е - относительная погрешность трансформаторов тока, в расчетах
принимается е = 0,1;
ДUр - относительная погрешность обусловленная РПН
принимается равной половине суммарного диапазона регулирования напряжения, ДUр=0,1.
(А)
Тогда
(А)
Ток срабатывания защиты выбирается по наибольшему из двух
полученных значений.
(А)
Ток срабатывания реле
(3.4)
Ток уставки 
А
Коэффициент чувствительности
(3.5)
Требование чувствительности выполняется
Газовая защита трансформатора
Согласно ПУЭ установка газовой защиты обязательна для
трансформаторов мощностью 6300 кВ×А и более.
Чувствительный элемент - газовое реле, которое реагирует на
появление газа и движение масла.
Газовое реле состоит из кожуха и двух расположенных внутри него
поплавков, снабженных ртутными контактами, замыкающимися при изменении их
положения. Оба поплавка шарнирно укреплены на вертикальной стойке. Один из них
расположен в верхней части, другой в центральной. При слабом газообразовании
газ скапливается в верхней части реле, а также при понижении уровня масла
верхний поплавок опускается, что приводит к замыканию его контактов.
При бурном газообразовании потоки масла устремляются в
расширитель, что приводит к замыканию контактов обоих поплавков.
Первая ступень защиты действует на сигнал. Вторая ступень -
отключение трансформатора без выдержки времени.
В качестве газового реле используем реле РГЧ - 65.
Защита от перегрузки
Выполняется с помощью реле тока, включенного в одну фазу и реле
времени, действующего на сигнал. Ток срабатывания защиты равен:
(3.6)
(А)
Ток срабатывания реле рассчитываем по формуле (3.4):
где 
- коэффициент трансформации трансформатора
тока.
(А)
Ток уставки А
Коэффициент чувствительности рассчитаем по формуле (3.5):
Требование чувствительности выполняется.
3.2 Выбор
источников оперативного тока
Оперативным называется ток, питающий цепи релейной защиты и
автоматики. При коротких замыканиях и ненормальных режимах напряжение источника
оперативного тока должно иметь величину, достаточную для срабатывания реле
защиты. В качестве источника постоянного оперативного тока для блока БМРЗ
используем аккумуляторные батареи напряжением 110 - 220 В, т.к. они надежнее
источников переменного тока.
4. Обоснование экономической эффективности
разрабатываемой системы электроснабжения
.1 Краткая характеристика предложенных проектных
решений
В экономической части анализируется преимущество установки на
проектируемой подстанции нового современного оборудования. Известно, что
примерно 50% оборудования на станциях и подстанциях устарели и требуют замены,
так как не могут обеспечить надежную работу сети, а также не могут по своим
характеристикам соответствовать современным требованиям. Станции и подстанции
проектируются на долгий период времени, а также с перспективой развития. Для
бесперебойного снабжения потребителей электроэнергией необходима надежность
оборудования.
Для нового оборудования снижаются затраты на ремонт, на
комплектующие, на ущерб от простоя оборудования, т.е. снижаются капитальные
затраты за счет большего коммутационного ресурса. Новое оборудование имеет
более низкий уровень шума при срабатывании и соответствуют новым высоким
требованиям. Внедрение новых систем учёта электроэнергии, релейной защиты и
автоматики позволяет улучшить качество расчётов за потребленную электроэнергию
и качество энергии.
Расчеты экономической эффективности приведены за период
2013-2023 гг. (10 лет).
Год начала реконструкции - 2013 г. Расчеты выполнены в
рублях, в ценах 2 квартала 2013 г.
4.2 Расчет капитальных затрат
Капитальные затраты представляют собой
сумму затрат на приобретение, транспортировку оборудования, строительные и
монтажные работы и прочих затрат, связанных с переобучением или повышением
квалификации кадров, с проектированием и другими работами. Общая величина
капитальных затрат складывается из капитальных затрат на отдельные элементы
системы электроснабжения.
(4.1)
(4.2)
где Зобi - сумма затрат на
приобретение;
Зтрi - сумма затрат на
транспортировку оборудования (5%);
Зсмрi - сумма затрат на
строительные и монтажные работы (5%);
Зпрi - прочие затраты (2%).
Затраты на внедрение микропроцессорных блоков релейной
защиты, замену силовых трансформаторов, трансформаторов собственных нужд,
трансформаторов тока и напряжения, выключателей и других высоковольтных
электрических аппаратов приведены в таблице 4.1.
Таблица 4.1. Капитальные затраты
|
Оборудование
|
ед. изм
|
кол-во
|
цена, тыс. руб
|
Зоб, тыс руб
|
Зтр, тыс. руб
|
Зсмр, тыс. руб
|
Зпр, тыс. руб
|
К, тыс. руб
|
|
ТРДНС 40000/110
|
шт.
|
2
|
18000,0
|
36000,0
|
1800,0
|
1800,0
|
720,0
|
40320,0
|
|
ВВЭЛ-110-630-20У3
|
шт.
|
2
|
150,0
|
300,0
|
15,0
|
15,0
|
6,0
|
336,0
|
|
ВБПС-10-20/1600
|
шт.
|
6
|
118,0
|
708,0
|
35,4
|
35,4
|
14,2
|
793,0
|
|
ВБПС-10-20/1000
|
шт.
|
6
|
110,0
|
660,0
|
33,0
|
33,0
|
13,2
|
739,2
|
|
РДЗ-110/1000
|
шт.
|
1
|
85,0
|
85,0
|
4,3
|
4,3
|
1,7
|
95,2
|
|
РВК-10/2000
|
шт.
|
1
|
55,0
|
55,0
|
2,8
|
2,8
|
1,1
|
61,6
|
|
ОПНп-10/12/10/1
|
шт.
|
1
|
2,4
|
2,4
|
0,1
|
0,1
|
0,05
|
2,7
|
|
ТОЛ-110
|
шт.
|
1
|
150,0
|
150,0
|
7,5
|
7,5
|
3,0
|
168,0
|
|
ТОЛ-10
|
шт.
|
2
|
12,9
|
25,8
|
1,3
|
1,3
|
0,5
|
28,9
|
|
НАМИ-10
|
шт.
|
1
|
39,5
|
39,5
|
2,0
|
2,0
|
0,8
|
44,2
|
|
ПКН 001/10
|
шт.
|
8
|
0,1
|
1,0
|
0,05
|
0,05
|
0,02
|
1,1
|
|
БМРЗ-ТД
|
шт.
|
2
|
5,9
|
11,8
|
0,6
|
0,6
|
0,2
|
13,2
|
|
Шинопровод 110
кВ,
|
м
|
210
|
10
|
2100,0
|
105,0
|
105,0
|
42,0
|
2352,0
|
|
Итог
|
|
|
18738,8
|
40138,5
|
2006,9
|
2006,9
|
802,8
|
42626,6
|
Общая величина капитальных затрат составляет 42626,6 тыс.
руб., наибольшая доля приходится на покупку новых трансформаторов ТРДНС
40000/110.
.3 Расчет экономии затрат
При внедрении блоков микропроцессорной релейной
защиты и обновлении силового оборудования технологический эффект связан с
увеличением межремонтного периода и сроком службы оборудования. Установка
нового высоковольтного оборудования позволяет сократить численность ремонтной
бригады за счет уменьшения частоты и объемов ремонтов оборудования. Экономия
также связана со снижением расходов на ремонт в целом.
Расчет эффективности использования нового
оборудования и полученной в результате этого экономии проводится путем
сравнения проектного решения с базовым вариантом, в качестве базы сравнения
принимается ситуация до проведения реконструкции.
Экономический эффект, полученный в
результате реконструкции в t-ом году можно определить по формуле:
, (4.3)
где 
- экономия затрат по отдельным расходам в
t-ом году, тыс. руб.
Экономия затрат по фонду заработной платы и отчислениям на
социальные нужды определяется по формуле:
, (4.4)
где 
- экономия затрат в t-ом
году, вызванная сокращением численности персонала, тыс. руб.;
дЧ -
сокращение численности персонала, чел.;
Зср
- средняя заработная плата высвобождаемого работника, тыс. руб./чел.; Nсв - норматив отчислений на социальные нужды (социальные
взносы), %
Вследствие внедрения автоматического оборудования предприятию
можно будет сократить численность персонала, обслуживающего
электрооборудование, дежурных электромонтеров подстанции, на 3 человек.
Данные, необходимые для расчета экономии средств по фонду
заработной платы представлены в таблице 4.2.
Таблица 4.2. Данные, необходимые для расчета экономии средств
по фонду заработной платы
|
Должность
|
Разряд
|
Кол.
сокращенных работников
|
Средняя
заработная плата одного работника, тыс. руб.
|
|
Электромонтер
|
III разряд
|
2
|
30
|
|
Электромонтер
|
IV разряд
|
1
|
38
|
Находим заработную плату работников за год:
(тыс. руб.)
,
Экономия затрат на ремонт оборудования:
(4.5)
где ЗРО1 - суммарные затраты на ремонт оборудования в
базовом варианте, тыс. руб.;
ЗРО2 - суммарные затраты на ремонт оборудования при
внедрении проектных решений, тыс. руб.;
Т1 - продолжительность межремонтного периода в базовом
варианте, год;
Т2 - продолжительность межремонтного периода при
внедрении проектных решений, год.
В базовом варианте ремонт оборудования проводился раз в полгода. В
связи с большим износом оборудования были высокие затраты на его осуществление.
При учёте замены изношенных частей и ремонта силового оборудования общие
затраты составляли 354 тыс. руб. При замене силового оборудования межремонтный
период составит 5 лет и будет обходиться в 62 тыс. руб.
Экономия затрат на ремонт высоковольтных электрических аппаратов:
(тыс. руб.)
В связи с заменой масляных выключателей на вакуумные уменьшаются
затраты на маслохозяйство. Нормы расхода представлены в табл. 4.3.
Таблица 4.3. Нормы расхода трансформаторного масла для
масляных выключателей
|
Наименование
|
Кол-во, шт.
|
Вместимость
маслосистемы, т
|
Нормы на долив,
т/год
|
Нормы на замену
отработ. масла, т/год
|
Цена на масло,
руб./т
|
Затраты, тыс.
руб
|
|
Выключатель
масляный 110кВ
|
2
|
60
|
0, 5
|
1, 86
|
51000
|
240,7
|
|
Выключатель
масляный 10 кв
|
12
|
0,006
|
0,00024
|
0,0009
|
51000
|
0,698
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таким образом, экономия затрат на содержание масляного хозяйства
составит 
тыс. руб.
Экономию, обусловленную сокращением годовых потерь электроэнергии
(
) в t-ом году можно рассчитать по формуле:
, (4.6)
где 
- средняя (удельная) стоимость 1 квт-час
электроэнергии, руб./квт-час.,
- изменение (снижение) потерь электроэнергии в электроустановках
предприятия (сетях и трансформаторах), кВт-час.
Исходные данные, необходимые для расчета экономии затрат за
счет снижения потерь мощности представлены в таблице 4.4.
Таблица 4.4. Данные, необходимые для расчета экономии затрат
за счет снижения потерь электроэнергии
|
Пока-затель
|
Количество
потребляемой электроэнергии
|
Потери
электроэнергии до реконструкции
|
Потери
электроэнергии после реконструкции
|
Разница в
потерях, Тариф за 1 кВт ч, 
|
|
|
Ед.изм.
|
кВт ч
|
кВт ч
|
кВт ч
|
кВт ч
|
руб./кВт ч
|
|
I секция шин
|
22500
|
697,8
|
376
|
321,8
|
2,03
|
|
II секция шин
|
22500
|
697,8
|
376
|
321,8
|
2,03
|
|
Итого:
|
45000
|
1395,6
|
752
|
643,6
|
|
Потери электроэнергии в электроустановках предприятия (Wi)
и их изменение для различных элементов системы электроснабжения
(трансформаторов, ЛЭП) можно определить по следующей формуле:
, (4.7)
где Рi - среднегодовые потери мощности для i-го элемента
системы электроснабжения, кВт;
- годовое время включения электроустановок, которое при
непрерывной работе составляет 8000-8700 час/год;
Соответственно снижение потерь электроэнергии составляет:
(кВт*ч)
Соответственно, экономия, обусловленная сокращением годовых потерь
электроэнергии, составляет:
(тыс. руб.)
Экономический эффект, полученный в результате реконструкции
подстанции, представлен в таблице 4.5.
Таблица 4.5. Экономический эффект, полученный в результате
реконструкции подстанции
|
Пункт, по
которому получен экономический эффект
|
Экономический
эффект, тыс. руб
|
Доля от общего
экономического эффекта, %
|
|
Снижение потерь
мощности
|
10452
|
80,6
|
|
Снижение затрат
на ремонт высоковольтного оборудования
|
695,5
|
5,8
|
|
Снижение затрат
на маслохозяйство
|
241,4
|
1,8
|
|
Экономия по
фонду заработной платы
|
1528,8
|
11,8
|
|
ИТОГО
|
12980,2
|
100
|
Таким образом, можем сделать вывод о том, что большая часть
экономического эффекта достигнута за счет снижения затрат на электроэнергию.
4.4 Экономическое обоснование проекта
Экономическая эффективность капитальных вложений в проект может
быть определена на основе дисконтных вычислений по приведению связанных с
реализацией проекта расходов и доходов к определенному моменту времени (году
начала функционирования объекта). Для расчета чистого дисконтированного дохода
(Net Present Value, NPV) выполняем следующие
вычисления:
1. Определим срок функционирования проектируемого
объекта. Примем срок функционирования после реконструкции равным 10 годам,
согласно данным эксплуатирующей организации. Определим размер капитальных
вложений. Согласно п. 5.2 капитальные вложения К= 44618,1 тыс. руб.
2. Проводим расчет экономического эффекта (п. 5.3)
Для реконструируемого объекта рассчитываем по годам прирост
прибыли. Поскольку проведение реконструкции связано не с дополнительной
выручкой, а с экономией затрат, то прирост прибыли от реализации определяется
следующим образом:
(4.13)
где 
- изменение (увеличение) капитальных
затрат, тыс. руб.; 
- изменение (увеличение) амортизационных отчислений, тыс. руб.;
3. По каждому году расчетного периода рассчитываем
налоги на имущество и на прибыль, чистую прибыль и амортизационные отчисления.
Ставка налога на имущество в соответствии с действующим
законодательством составляет 2,2% от остаточной стоимости имущества предприятия
и определяется по формуле:
(4.14)
где 
- прирост налога на имущество, тыс. руб.;
- остаточная стоимость основных средств в t-ом году, тыс. руб.;
Nим - ставка налога на имущество, %
(4.15)
где Аt -
годовые амортизационные отчисления основных средств в t-ом году, тыс. руб.;
Т - период
эксплуатации основных средств, лет
Годовые амортизационные отчисления в t-ом году определяются по формуле:
(4.16)
где Na
- норма амортизационных отчислений, %;
Na = 10%
Ставка налога на прибыль согласно действующему законодательству
составляет 20%. Налог на прибыль рассчитывается по формуле:
(4.17)
где Nпр - ставка налога на прибыль, %
Изменение чистой прибыли в результате внедрения проектных решений
определяется по формуле:
(4.18)
4. Проводим расчет денежного потока наличности (ДПН),
сущность которого состоит в том, что он представляет собой ту часть денежных
доходов, которая остается в распоряжении предприятия и не может быть изъята.
ДПН определяется по формуле:
(4.19)
5. Для оценки эффективности проекта определим, окупятся ли
капитальные вложения в проект и какой они принесут доход за период действия
проекта. С этой целью рассчитаем накопленный поток наличности (НПН) по
формуле:
. (4.20)
6. НПН рассчитывается без учета стоимости рубля в первый и
последующие годы реализации проекта. С учетом разницы в стоимости рубля
рассчитываем годовые чистые дисконтированные доходы (NPVt), и накопленный чистый
дисконтированный доход (NPVT) за весь расчетный период.
(4.21)
(4.22)
где Е - ставка дисконта, доли единицы; Е=0,1
NPVT рассчитывается по формуле:
. (4.23)
Результаты расчетов представлены в таблице (см. приложение 2).
Зависимость NPVT и НПН от времени реализации проекта показана на рисунке 4.1.
Рис. 4.1 Зависимость NPVT и НПН от времени реализации проекта
Рассчитаем внутреннюю норму доходности (IRR - Internal Rate of Return).
Внутренняя норма доходности соответствует ставке процента, при
которой NPVT=0. Расчет производится методом подбора, т.е. задается разными
значениями Е, графическое изображение (рис. 5.2). Критерием отбора
проекта является выполнение условия:
(4.24)
где Еа - альтернативная стоимость капитала, или
норма предпочтений во времени, соответствующая нормальному уровню отдачи
вложений в экономике, принимается равной ставке рефинансирования ЦБ.
Рис. 4.2. Определение внутренней нормы доходности проекта
При анализе эффективности инвестиций рассчитывается
внутренняя норма рентабельности капитальных вложений (проекта) по формуле:
(4.25)
% (4.26)
IRR >100%, имеет место сверхрентабельность.
По методу окупаемости определим срок окупаемости (Pay-Back Period) - периода возврата капитальных вложений:
(4.27)
где PBP - период
окупаемости капитальных вложений, лет;
К -
капитальные вложения в проект, тыс. руб.;
Пч
- чистая прибыль от реализации продукции, тыс. руб. в год;
А -
амортизационные отчисления основных средств и нематериальных активов, тыс. руб.
в год.
(года) (4.28)
Используем метод расчета показателя
приведенной отдачи капитальных вложений (PRI) или индекса
рентабельности проекта (PI). Данный показатель отражает отношение чистого
дисконтированного дохода к дисконтированным капитальным затратам:
(4.29)
(тыс. руб.)
Дисконтированный срок окупаемости (DPP) - период возврата капитальных вложений с учетом дисконтных
вычислений:
(лет)
Результаты расчета основных экономических показателей проекта
представлены в табл. 4.7
Таблица 4.7. Основные технико-экономические показатели проекта
реконструкции подстанции
|
Показатели
|
Ед. изм.
|
Значение
|
|
Капитальные
вложения (К)
|
тыс. руб.
|
42626,6
|
|
Экономический
эффект за весь срок реализации проекта (ЭТ)
|
тыс. руб.
|
129802
|
|
Накопленный
чистый дисконтированный доход (NPVT)
|
тыс. руб.
|
20975,4
|
|
Срок окупаемости (PBP)
|
лет
|
3,1
|
|
Дисконтированный
срок окупаемости (DPP)
|
лет
|
2
|
4.5 Анализ чувствительности проекта к риску
Поскольку инвестиционные проекты в электроэнергетике имеют
определённую степень риска, связанную с природными и рыночными факторами (риск
изменения цен), то необходимо провести анализ чувствительности к риску
рекомендуемого варианта проекта. Для этого выбирается интервал наиболее
вероятного диапазона изменения определенного фактора: капитальные затраты [-5%;
+15%]; налоги [-20%; +20%], экономия [-10%; +10%].
Для каждого фактора определяется зависимость NPVT (К); NPVT (Н); NPVT (Э). Полученные
зависимости NPVT от факторов изображаются графически. Значения NPVT на каждой прямой,
соответствующие крайним точкам диапазона, соединяются между собой (см. рис.
4.3).
Рис. 4.3. Диаграмма зависимости NPVT от вариации факторов
Заключение
В данной работе были выполнены:
расчет нагрузок трансформаторной подстанции 110/10 методом
коэффициента спроса;
выбор трансформаторов с расщепленной обмоткой на стороне
низкого напряжения с целью уменьшения токов короткого замыкания;
выбор высоковольтного оборудования и типовых ячеек КРУ с
учетом новейших разработок;
проверка оборудования на электродинамическую и термическую
стойкость к токам короткого замыкания;
выбор и расчет релейной защиты трансформатора;
произведен расчет экономической эффективности проекта;
осуществлены меры по обеспечению безопасности работников.
Выбор оборудования сопровожден необходимыми расчетами с
пояснениями.
Список использованных источников
1. Правилa устройства
электроустановок (ПУЭ). Издание седьмое (URL
http://www.elec.ru/library/rd/pue.html).
2. Кудрин Б.И. «Электроснабжение
промышленных предприятий». Учебник для ВУЗов. 2007 г.
. Червяков Д.М., Ведерников В.А. Пособие к
курсовому и дипломному проектированию по электроснабжению предприятий нефтяной
и газовой промышленности: Учеб. пособ. - Тюмень, ТюмГНГУ.
. Абрамович Б.Н. Электроснабжение
нефтегазовых предприятий: Учебное пособие. СПб, 2008. 81 с.
. Бак С.И., Читипаховян С.П.
Электроснабжение БКУ нефтяной промышленности. М.: Недра, 1989. - 183 с.
. Князевский В.А., Липкин Б.Ю.
Электроснабжение промышленных предприятий.: Учеб. для вузов. - М.: Высш. шк.,
1979. - 431 с.
. ЗАО «Электрощит-Самара» каталог продукции
(URL
http://electroshield.ru/).
. ЗАО «Чебоксарский электромеханический
завод» каталог продукции (URL http://www.chemz.ru).
. ЗАО «Радиус-Автоматика» каталог
продукции (URL http://rza.ru/index.htm).
. Инструкция по эксплуатации «Сириус-Т» URL http://rza.ru/index.htm.
. Рекомендации по выбору уставок
«Сириус-Т» URL http://rza.ru/index.htm.
12. Барышев Е.Е., Мушников В.С. Расчет
молниезащитных зон зданий и сооружений: Учебное электронное текстовое издание,
Екатеринбург, ГОУ-ВПО УГТУ-УПИ, 2009.-23 с.
13. Безопасность жизнедеятельности и
промышленная безопасность: Учебное пособие / Под ред. проф. В.Д. Шантарина -
Тюмень: ТюмГНГУ, 2001.-308с
. Руководство по экологической экспертизе
предпроектной и проектной документации. - М.: Знание, 1993.
. ГОСТ 12.1.003-83 «Шум. Общие требования
безопасности». М.: Комитет стандартизации и метрологии СССР, 1983.
. СНиП 11-12-77 Строительные нормы и
правила. Нормы проектирования. Защита от шума. М.: Госстрой СССР, 1978.
. ГОСТ 12.2.024-89 «Шум. Трансформаторы
силовые масляные. Нормы и методы контроля». М.: Комитет стандартизации и
метрологии СССР, 1989.
. Пособие по составлению раздела проекта
(рабочего проекта) «Охрана окружающей природной среды» к СНиП 1.02.01-85. М.:
Госстрой СССР, 1989.
. Методические указания к оценке
экономической эффективности - Тюмень, ТюмГНГУ, 2003.