Проект електропостачання споживачів Димитрівського промислово-сільськогосподарського вузла

1. Проект електропостачання споживачів Димитрівського промислово-сільськогосподарського вузла

Спецчастина:
«Тепловізійне діагностування
високовольтного
електрообладнання»
Виконавець: студент гр. ЕСіМ-13с
Александров Ігор Юрійович
Керівник: Наумов Олег Євгенович

2.

1
Ситуаційний план місцевості
Родинська
Гришино
Новоекономічна
Світла
Воздвіженка
Свиридово
Димитрово
Лазурна
Умовні позначки:
Вузли навантаження
Курахівська ТЕС
Джерело живлення

3.

2
Техніко-економічне порівняння варіантів системи електропостачання (група 1)
Р
Р
Схема варіанта
Г
Г
Р
Р
Г
Г
а
ВП
ВП
ВП
б
в
ВП
г
Основні техніко-економічні показники варіантів, що порівнюються
Інвестиційні витрати
в ЛЕП ІВл, т. грн.
4487,56
3619
4967,38
4839,12
Інвестиційні витрати
в обладнання ПС
ІВоб, т. грн.
437,8
437,8
662,2
638
Сумарні інвестиційні
витрати ІВ, т. грн
4925,36
4056,8
5629,58
5477,12
Постійні витрати А, т.
грн/рік
386,15
323,61
453,01
440,29
Втрати
електроенергії
ΔW, МВт·г
36,97
58,22
77,14
34,61
Змінні витрати Вв, т.
грн/рік
28,65
45,11
59,78
26,82
Приведені витрати З,
т. грн/рік
1646,14
1382,92
1920,2
1836,4

4.

3
Техніко-економічне порівняння варіантів системи електропостачання (група 2)
НЭ
Схема варіанта
ВП
Св
а
НЭ
НЭ
НЭ
В
В
В
ВП
Св
б
ВП
Св
в
В
ВП
Св
г
Основні техніко-економічні показники варіантів, що порівнюються
Інвестиційні витрати
в ЛЕП ІВл, т. грн.
8670,42
11973,7
6762,36
8214,1
Інвестиційні витрати
в обладнання ПС
ІВоб, т. грн.
3924,8
3150,4
3150,4
3150,4
Сумарні інвестиційні
витрати ІВ, т. грн
12595,22
15124,12
9912,76
11364,5
Постійні витрати А,
т. грн/рік
1189,4
1315,8
940,55
1045,1
Втрати
електроенергії
ΔW, МВт·г
338,62
396,31
345,19
401,84
Змінні витрати Вв, т.
грн/рік
262,42
307,13
267,51
311,41
Приведені витрати З,
т. грн/рік
4600,6
5403,93
3686,25
4197,61

5.

4
Принципова схема електропостачання району
АС 150
8,8 км
АС 150
10 км
Лазурная
Т1
Т1
Т2
ТДН-16000/110
Димитрово
ТДН-16000/110
~10
~10
ОВ
АВР
АВР
ШСВ
АС 185
26,1 км
Т2
АС 150
5 км
АПВ
АПВ
~110 кВ
УП
ТДТН25000/110/35/10
ТДТН25000/110/35/10
АВР
~110 кВ
Воздвиженовка
АС 120
6 км
Т1
ТМН-6300/110
Т2
АПВ
~10
АВР
АС 120
7,2 км
АС 120
10,3 км
ТМН-4000/35
Т1
Т2
ТМН-4000/35
~10
~10
АВР
АС 120
10,7 км
Родинская
Гришино
Т1
АС 120
5,4 км
Т2
Н.Экономическая
Т1
ТМН-4000/110
Т1
ТДН-16000/110
~10
~10
АВР
Т2
Свиридовка
АВР
Т2
~10
АВР

6.

5
Результати розрахунку режиму максимальних навантажень в мережі
4,08+j2,6
4,08+j2,6МВ·А
МВ·А
7
5
КуТЕС
25,69+j16,74
МВ·А
19
15,64+j11,58 МВ·А
25,41+j17,07
МВ·А
Новоекономічна
3
Свирідовка
14
4,79+j3,67 МВ·А
4
2,44+j1,87 МВ·А
2
6,35+j4,36 МВ·А
8
4,74+j3,61 МВ·А
12,6+j8,4 МВ·А
10
9,88+j6,58 МВ·А 2,87+j1,26 МВ·А
15,62+j11,71 МВ·А
5
2,62+j1,85
МВ·А
8
9,77+j5,49 МВ·А
6,34+j4,72 МВ·А 9,75+j5,79
МВ·А
4
4,08+j2,21
МВ·А
15
17
9
2,42+j1,88 МВ·А
3
6,77+j2,47 МВ·А
Димитрово
16
Лазурная
4,55+j3,12 МВ·А
Порівняння фактичних і нормованих показників
роботи мережі
Показник
Норм.
Факт.
ΔРт
2,0%
0,96%
ΔРл
3,0%
1,61%
К т.в.
5,65%
2,2%
11
7
13
6
2
1
1
9
6
9,08+j6,57
МВ·А
9,09+j6,39 МВ·А
2,62+j2,07 МВ·А
Родинская
18
4,8+j3,36 МВ·А
Гришино
12
5,2+j3,64 МВ·А
Воздвіженовка

7.

Однолінійна схема підстанції Світла 110/35/6 кВ
6

8.

Релейний захист трансформаторів (ПС Лазурна 110/6 кВ)
-EA
+EA
SF
YAT.Q2
МТЗ НН
ЗП
t
ia
ib
ic
МТЗ ВН
3I ,3I
2*50/51
KSG1 KSG2
FV
СР.МТЗ
U 0 ,U 0 ,
59N U 0
СР.МТЗ
t
СР.ЗЗНЗ
KSG2
220 В
220 В
GT
TA3
ПДЗ
ia
ib
ic
YAT.Q3
87T
3 I
ABB RET 521
ABB REF 545
LAN
сеть
SQT.Q3
Q3
L 6,3 кВ
ЗЗНЗ
t
t
ГЗ
KSG1
QN
3I ,3I
2*50/51
СР.ЗП
3
49T
1Т
SF
SQT.Q2
Q2
TA2
7
TA4
АВР
Q4
ua
ub
TV2 uc
3u0
R 6,3 кВ
ЗП - защита от перегрузки;
МТЗ – максимальная токовая защита;
ПДЗ – продольная дифференциальная
защита;
ГЗ - газовая защита;
ТО- токовая отсечка.
Международный код защиты (ANSI
number).

9.

8
Ключові техніко-економічні показники мережі
Показник
Одиниця вимірювання
Величина
1 рік
5 рік
МВт
41,73
50,07
МВт·год./рік
251825
302190
МВт
1,09
1,31
МВт·год./рік
5647
6777
Довжина ЛЕП
км
179,0
179,0
Кількість підстанцій
од.
8
8
тис.грн.
65456,1
65456,1
Обсяг ремонтно-експлуатаційного обслуговування
у.о.
857,4
857,4
Чисельність персоналу, в т. ч.
люд.
24
24
- оперативного
„
11
11
- ремонтного
„
6
6
-ІТР
„
7
7
Фонд заробітної плати
тис. грн./рік
742,2
890,6
Експлуатаційні витрати
--“--
14636,07
11199,22
МВт·г/рік·люд.
10492,7
12591,3
у. о. / люд
35,73
35,73
коп /кВт·год.
5,8
3,7
%
1,72
59,5
Максимальне навантаження
Передана електроенергія разом з втратами
Втрати потужності
Втрати електроенергії
Балансова вартість об’єктів мережі
Продуктивність праці:
- натуральний показник
- умовний показник
Собівартість передачі електроенергії
Рентабельність передачі електроенергії

10.

Основні принципи і переваги тепловізійного діагностування
Виникнення переважної більшості несправностей і ушкоджень
електрообладнання супроводжується локальним підвищенням температури,
яке може бути зафіксовано спеціальними приладами - тепловізорами
(термографами).
Тепловізійне діагностування має наступні переваги:
1. Не потрібно виводити обладнання з роботи;
2. Висока швидкість фіксації термограм та виявлення дефектів;
3. Можливість виявлення практично будь-яких ушкоджень і дефектів;
4. Універсальність-можливість діагностування будь-якого обладнання.
9

11.

Характерні несправності електрообладнання
10
З досвіду експлуатації відомі характерні несправності та дефекти електрообладнання та
способи їх виявлення за допомогою тепловізорів
Нагрів болтового з’єднання трансформаторного
вводу 10 кВ
Термограма ОПН-330 кВ із фазою, що має
зменшений опір ізоляції

12.

Прилади тепловізійного діагностування
11
У теперішній час використовуються наступні серії
тепловізорів:
ИРТИС-200, 2000, С, N; FLIR; FLUKE; IRISYS;
NEC; Testo.
Термограф ИРТИС
у комплектації з
Pocket PC
Термограма дефектне контактне з’єднання у ВЧзагороджувачі, знята за допомогою приладу ИРТИС
Кожен прилад комплектується програмним забезпеченням для аналізу, обробки, роздруківки
термозображень.