Меню
Поиск



рефераты скачать Усиление надёжности схемы электроснабжения ПС "Северная"

Устройство имеет режим "Контроль", в котором можно посмотреть все измеряемые величины: входные частоты по обоим входам, входные напряжения по обоим входам, текущие время и дату, положение тумблеров управления и состояние дискретных входов.

В устройстве имеется возможность задать блокировку работы ступеней АЧР-I при превышении скорости изменения частоты выше значения уставки (защита от срабатывания АЧР при отключении ввода и подпитки секции от останавливающихся двигателей).

По линии связи можно в любой момент запросить текущее состояние устройства - что в данный момент сработало, считать и изменить уставки устройства, запросить текущие входные параметры - частоту и напряжения обоих входных каналов. Линия связи имеет два интерфейса - RS232C на передней панели устройства для непосредственного подключения к компьютеру и RS485 или токовая петля - для работы в составе локальной многоточечной сети связи на подстанции. Скорость передачи по линии связи задается установкой.

Для оперативной проверки непосредственно на объекте в устройстве предусмотрен встроенный цифровой генератор частоты с выходом на внешний эталонный частотомер. Генератор подключается к частотным входам устройства внутри схемы устройства в специальном тестовом режиме. С помощью тестового режима можно проверить все уставки по частоте устройства, время срабатывания ступеней, а также убедиться в правильности измерения частоты с помощью внешнего частотомера.

Устройство питается от сети постоянного или переменного оперативного тока напряжением 220 В. Предусмотрена возможность работы устройства с сигналами как постоянного, так и переменного тока. Устройство выполнено в стальном корпусе и имеет заднее присоединение. Рабочий температурный диапазон - от -20 до +55°С.

Подключение устройства осуществляется с помощью клеммных соединителей, установленных на задней панели устройства. В качестве соединителей выходных реле и входных оптронов блока применены разъемные клеммные блоки, позволяющие сохранять проводной монтаж при замене устройства, а также выполнять его еще до установки устройства на панель.



10. Релейная защита понижающих трансформаторов


Согласно ПУЭ на трансформаторах должны быть предусмотрены следующие защиты:

Газовая;

Дифференциальная;

Максимальная токовая защита;

Защита от перегрузки;

Защита от понижения уровня масла.


10.1 Защита трансформаторов от многофазных коротких замыканий в обмотках и на выводах


Для защиты от повреждений в обмотках и на выводах должны быть предусмотрены следующие виды защит.

Продольная дифференциальная защита на трансформаторах, или токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита.

В данном случае предусмотрена продольная дифференциальная защита.


10.2 Продольная дифференциальная защита с реле типа ДЗТ-11


Первичные токи для всех обмоток защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:

Первичный номинальный ток со стороны ВН трансформатора,


 (10.1)

 (10.2)


Первичный номинальный ток со стороны НН трансформатора,



Выбор типа трансформатора тока, их коэффициенты трансформации и схемы соединений для всех сторон защищаемого трансформатора. Коэффициенты трансформации целесообразно выбирать такими, чтобы вторичные токи в плечах не превышали 5А.

Выбираем трансформатор тока с коэффициентом трансформации:


 (10.3)


где  - вторичный ток трансформатора тока.

для трансформатора тока, соединенных в треугольник.

принимаем



где для трансформаторов тока, соединенных в неполную звезду.

принимаем

Трансформаторы выбираем типа ТГФ-110-200/5 на высокой стороне, и на низкой стороне ТЛМ-10-1-1500/5.

Определение вторичных токов в плечах защиты:


 (10.4)


Выбор основной стороны защищаемого трансформатора. За основную принимают сторону, которая соответствует наибольший из вторичных токов в плечах защиты.

Выбираем низкую сторону. Ток срабатывания защиты:


 (10.5)


где коэффициент отстройки от броска намагничивающего тока.

Ток срабатывания реле:


 (10.6)


Число витков обмоток защищаемого трансформатора.

Число витков обмоток основной стороны трансформатора


 (10.6)

где А. витков - магнитодвижущая сила для срабатывания реле принимаем  витков.

Число витков обмоток не основной стороны трансформатора


 (10.7)


Принимаем  витков.

Ток небаланса максимальный


 (10.8)


где составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью

трансформатора тока;

составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием

напряжения защищаемого трансформатора;

составляющая тока небаланса, обусловленная неточностью

установки на реле расчётных чисел витков для не основной

стороны.


 (10.9)

 (10.10)


где  периодическая составляющая тока, проходящего через

трансформатор при расчётном внешнем КЗ, приведённого к

основной стороне;

 коэффициент, учитывающий влияние на быстродействующие

защиты переходных процессов при КЗ, которые сопровождаются

прохождением апериодической составляющей в точке КЗ;

 коэффициент однотипности ТА;

 погрешность ТА;

 половина регулировочного диапазона устройства РПН в о. е.

Выбор стороны, к трансформаторам тока которой присоединяется тормозная обмотка НТТ реле . Тормозную обмотку целесообразно присоединять: на двухобмоточных трансформаторах к ТА, установленным на стороне низшего напряжения.

Определение необходимого числа витков тормозной обмотки НТТ реле:


 (10.11)


где число витков рабочей обмотки НТТ реле на стороне, к которой присоединена тормозная обмотка.

При этом учитывается принятое число витков, если рассматриваемая сторона является основной , расчётное число витков, если - не основной ;

ипервичный ток небаланса, и первичный тормозной ток при

внешнем КЗ, приведённый к одной ступени напряжения;

коэффициент отстройки;

тангенс угла наклона к углу оси абсцисс касательной, проведённой

из начала координат к характеристике срабатывания реле (тормозной), соответствующей минимальному торможению (кривые 2 рисунок 10.1), для реле ДЗТ - 11 применяется 0,75-0,8.


Рисунок 10.1. Тормозные характеристики реле ДЗТ - 11.


Принимаем витка.

Чувствительность защиты: (10.12)


защита чувствительна.


10.3 Максимальная токовая защита


МТЗ выполняем на реле РТ – 40. Ток срабатывания защиты:

 (10.13)


где значение максимального рабочего тока в месте установки

защиты;

 коэффициент, учитывающий увеличение тока в условиях самозапуска электродвигателей;

 коэффициент отстройки;

 коэффициент возврата.

Значение коэффициента чувствительности для МТЗ должно быть не менее 1,5 при КЗ в основной зоне и примерно 1,2 при КЗ в зоне резервирования.

Время срабатывания МТЗ трансформатора ():


 (10.14)


где - ступень времени срабатывания;

- время срабатывания МТЗ фидера;

 время срабатывания МТЗ секционного выключателя;

коэффициент самозапуска определяется по формуле:


 (10.15)


Ток срабатывания реле:


где коэффициент схемы,

коэффициент трансформации (200/5)

Чувствительность защиты:


защита чувствительна.


10.4 Защита от перегрузки


Защита от перегрузки устанавливается в одном месте и действует на сигнал.

Ток срабатывания защиты:


 (10.16)


где номинальный ток обмотки трансформатора с учётом регулирования

напряжения, на стороне которого установлено реле.

Время срабатывания защиты от перегрузки:


 (10.17)


10.5 Газовая защита


Защита выполняется на реле РГЧЗ-66. Реагирует на газообразование внутри трансформатора, возникающего в ходе разложения масла или разрушения изоляции под действием повышений температуры.

При значительном повреждении, вызывающем бурное выделения газа, повышается давление внутри бака и создаётся перетёк масла в сторону расширителя, воздействующий на отключающий элемент. Последний срабатывает при повышении заданной скорости масла. При этом газ из бака трансформатора попадает в газовое реле и вызывает срабатывание сигнального элемента, а затем действия срабатывающего элемента.

Оба элемента газового реле могут также подействовать при снижении уровня масла ниже газового реле.

Сигнальный орган газовой защиты срабатывает, когда объём газа в реле достигает .

Чувствительность отключающего элемента, может изменяться в зависимости от скорости патока масла 0,6 м/сек - 1,2 м/сек.

Выдержка времени отключающего элемента составляет 0,1 - 0,15 сек при скорости патока масла, превышающей его уставку в 1,5 раза.



11. Экономическая часть


11.1 Определение ежегодных издержек на эксплуатацию подстанции 110/10 кВ


В экономической части дипломного проекта произведен расчет сметной стоимости на приобретение оборудования для монтажа на модернизируемой подстанции, определен баланс рабочего времени, численности эксплуатационного и ремонтного персонала, произведен расчет фонда заработной платы, стоимости материалов и, в конечном итоге, суммарные ежегодные издержки.

Капитальные затраты на приобретение оборудования определены по формуле:

 (11.1)


где Куд - капиталовложения в единицу оборудования, т. руб;

n - количество единиц оборудования.

Результаты подсчета капитальных затрат приведены в таблице 11.1


Таблица 11.1 Результаты подсчета капитальных затрат на приобретение

оборудования для реконструкции.

Наименование оборудования

Количество, шт.

.

Выключатели ВГТ-110II-40/1000 У1

2

1 586 651

3 173 302

Разъединители РДЗ-110/1000-УХЛ1

6

93 000

558 000

ОПН-110У1

2

45 000

90 000

ТТ ТГФ-110 У1

2

1 018 045

2 036 090

НКФ-110-83У1

2

440 700

881 400

КРУ 10 кВ в комплекте: ТТ ТПОЛ-10, выключатель ВВ/TEL-10, счётчик эл. эн.

35

168 130

5 884 550

Итого:

12 623 342


Результаты подсчета капитальных затрат на оставшееся оборудование приведены в таблице 11.2


Таблица 11.2 Результаты подсчета капитальных затрат на оставшееся оборудование.

Наименование оборудования

Количество, шт

ТСН

2

94 500

189 000

Предохранители ПН2-350

2

123

246

Итого:

189 246


Стоимость всего оборудования подстанции при этом составляет 12 812 588 руб.


11.2 Баланс рабочего времени


Баланс рабочего времени на 2008год приведен в таблице 11.3


Таблица 11.3 Баланс рабочего времени.

№ п/п

Наименование статьи баланса

Значение

Примечание

Дни

Часы

1

Календарный фонд рабочего времени

366

8784

Расчет на 2008 год

2

Нерабочие дни, всего

В том числе:

праздничные

выходные

114


10

104

2736


240

2496

Подстанция работает в 2 смены

3

Номинальный фонд рабочего времени

252

6048

п.1-п.2

4

Неиспользуемое время:

основного и дополнительного отпуска

отпуска учащихся

невыходы по болезни

невыходы в связи с выполнением государственных обязанностей

внутрисменные потери

68,86

55

1,26

7,56

1,26

3,78

1652,6


0,5% от п.3

3% от п.3

0,5% от п.3

1,5% от п.3

5

Средняя продолжительность рабочего дня


12


6

Фd

183,14

2197,68

п.3-п.4

7

Кис. р. г.

0,727


п.6/п.3


11.3 Расчет численности эксплуатационного и ремонтного персонала


Трудоемкость текущих ремонтов определяется по формуле:



Где Ni - количество единиц i-го оборудования;

ЕРСi - единица ремонтной сложности i-ой единицы оборудования;

nТi - количество текущих ремонтов для i-ой единицы оборудования за год;

tТ - количество времени, приходящееся на одну ЕРС для текущего ремонта.

Трудоемкость текущих ремонтов:


 (11.2)


На основании общей ремонтной сложности оборудования по объекту и нормы обслуживания в ЕРС, определяется число рабочих мест по формуле:


 (11.3)


где SЕРС - суммарные единицы ремонтной сложности;

800 - норма обслуживания.

Расчет ЕРС приведен в таблице 11.4

Таблица 11.4 Расчет ЕРС.

Наименование

Кол-во, шт

ЕРС

SЕРС

Кол-во ремонтов на ед. оборудования

Трудоемкость

Трансформатор

2

42

84

1

100,8

Выключатель ВГТ

3

19,8

59,4

1

71,28

Разъединитель

6

2

12

1

33,6

ОПН

2

2

4

1

9,6

Тр. Напряжения

2

11,9

23,8

1

57,12

Ячейка ввода

35

11

385

1

290,4

Ячейка ТСН

2

15

30

1

36

Ячейка ТН

2

8,5

17

1

40,8

Шины (секции)

4

9

36

1

43,2

Силовые пункты, панели

4

3

12

10

144

Итого:



663,2


826,8

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6




Новости
Мои настройки


   рефераты скачать  Наверх  рефераты скачать  

© 2009 Все права защищены.