Главная Рефераты - Коммуникация и связь
Выбор схемы развития районной электрической сети - дипломная работа
3 cosφ=0.9 cosφ=0,9 Рис.1.1 Карта-схема района электроснабжения. График нагрузки характерного зимнего дня График нагрузки характерного летнего дня Рис.1.2 График нагрузки трансформаторов. Таблица 1.1График нагрузки характерного летнего и зимнего дня.
2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ. 2.1. Разработка вариантов развития сети. На стадии выбора конкурентно способных вариантов развития электрической сети решаются две основные задачи – определение рационального класса напряжения сети и выбор конфигурации сети. Определение рационального класса напряжения зависит от района, в котором ведётся проектирование, мощности присоединяемых узлов и их удалённости от источников электроэнергии. Анализ карты-схемы сети (рис.1.1) , расположение и параметры и параметры присоединяемой подстанции №10 однозначно определяют класс напряжения сети 110кВ, так как это напряжение явно выгоднее. И использование другого класса напряжения требует дополнительной ступени трансформации и является нерациональным. Разработка вариантов развития сети, связанная с присоединением подстанции 10 к сети 110кВ, выполнена при соблюдении следующих основных принципов выбора конфигурации сети: - сеть должна быть как можно короче географически; - электрический путь от источников к потребителю должен быть как можно короче; - существующая сеть должна быть короче; - каждый вариант развития сети должен удовлетворять требованиям надёжности; - потребители I и II категории по надёжности электроснабжения должны получать питание от двух независимых источников (по двум или более линиям); - в послеаварийных режимах (отключение линии, блока на станции) проектируемые и существующие линии не должны перегружаться (ток по линии не должен быть больше длительно допустимого тока по нагреву). С учётом указанных требований были разработаны варианты присоединения подстанции №10 к энергосистеме. Вариант I (рис.2.1) предполагает подключение проектируемой подстанции №10 по наиболее короткому пути от узла №7 (строительство двух линий 110кВ общей длиной 20км). Вариант II (рис.2.2) предполагает присоединение подстанции №10 в кольцо от узлов №7 и №8 (строительство двух линий 110кВ общей длиной 45км). Вариант III (рис.2.3) предполагает подключение проектируемой подстанции №10 от узла №8 (строительство двух линий 110кВ общей длиной 50км). Вариант IV (рис.2.4) предполагает подключение проектируемой подстанции №10 в кольцо от узлов №5 и №7 (строительство двух линий 110кВ общей длинной 60км)
60/0.85 16.9/0.9 Рис.2.1 Развитие сети по варианту I 16.9/0.9 Рис.2.2 Развитие сети по варианту II 7 60/0.85 16.9/0.9 Рис.2.3 Развитие сети по варианту III7 16.9/0.9 60/0.85 Рис. 2.4 Развитие сети по варианту IV 2.2. Выбор сечений линий электропередач. Выбор сечений линий электропередачи выполняется с использованием экономических токовых интервалов. При этом в зависимости от принципов применяемых при унификации опор зоны экономических сечений могут сдвигаться, поэтому для однозначности проектных решений при выборе сечений оговариваются используемые опоры и таблицы экономических интервалов сечений. Проектируемая подстанция и сооружаемые линии электропередачи находятся в климатической зоне Урала, относящийся к I району по гололёду. Для строительства линий электропередач используются стальные опоры. Значения экономических токовых интервалов были взяты из таблицы 1.12 [2]. Для выбора сечений линий электропередач предварительно подсчитаны токи нагрузки узлов в максимальном режиме. Токи нагрузки узлов рассчитываются по формуле: где Р – мощность подстанции в максимальном режиме U- номинальное напряжение сети. Результаты расчётов токов узлов приведены в таблице 2.1 Таблица 2.1Результаты расчёта токов узлов.
Расчёт токораспределения в сети для выбора сечений производится по эквивалентным длинам. Потокораспределение в системообразующей сети остаётся постоянным для всех вариантах присоединения проектируемой подстанции 10 и не зависит от варианта её присоединения. Поэтому по системообразующей сети потокораспределение рассчитывается один раз и в дальнейшем анализе учитываться не будет. Токораспределение системообразующей сети приведено в таблице 2.2. Токораспределение распределительной сети приведено в таблице 2.3…2.5 соответственно для вариантов I-IV. Линии 5-8, 5-7, 8-9 –существующие, сечение линий АС-240. Таблица 2.2Токораспределение системообразующей сети.
Таблица 2.3Токораспределение распределительной сети (Вариант I).
Таблица 2.4Токораспределение распределительной сети (Вариант II).
Таблица 2.5Токораспределение распределительной сети (Вариант III).
Таблица 2.6 Токораспределение распределительной сети (Вариант IV)
Таблица 2.7Выбор сечений линий электропередач.
Проверка выбранных сечений выполняется из условий наиболее тяжёлых аварийных режимов, в качестве которых использованы: - Обрыв одной из параллельных цепей в радиальной сети; - Обрыв наиболее нагруженной линии в кольце. Результаты проверки выбранных сечений для распределительной сети приведены в таблицах 2.8…2.11 соответственно для вариантов I-IV. Таблица 2.8Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант I).
Таблица 2.9Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант II).
Таблица 2.10Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант III).
Таблица 2.11 Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант IV).
Анализ результатов проверки сечений проектируемых линий показывает, что в аварийных режимах по условию длительно допустимого тока не проходит линия 5-8 в варианте III. Необходимо добавить к существующим линиям третью. 60/0.85 16.9/0.9 Рис.2.5 Развитие сети по варианту III с усилением линии 5-8 Анализ результатов проверки сечений проектируемых линий показывает, что необходимость усиления остальных линий отсутствует, все линии проходят по длительно допустимому току. Расчёт токов проектируемых линий был выполнен в программе RASTR. 2.3. Технико-экономическое сопоставление вариантов развития сети. Задача технико-экономического сопоставления вариантов развития электрической сети в общем случае является многокритериальным. При сопоставлении вариантов необходим учёт таких критериев, как экономический, критерий технического прогресса, критерий надёжности и качества, социальный и прочее. Решение в общем случае является очень сложным, и задача сводится к экономическому сопоставлению вариантов, которые обеспечивают надёжное и качественное энергоснабжение потребителей с учётом ограничений по экологии и с выполнением социальных требований. Критерий по экологии и надёжности учитывается при разработке вариантов развития сети, критерий качество – при анализе электрических режимов для наиболее экономичных вариантов. В качестве экономического критерия для сравнения вариантов развития использованы приведённые затраты, включая затраты на сооружение линий и подстанций. Определение капитальных вложений производится обычно по укрупнённым стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и ЛЭП. Ежегодные издержки по всем линиям сети Для годового числа использования максимума нагрузки Учитывая существенную долю в приведённых затратах капиталовложений и издержек на подстанции, а также тот факт, что во всех вариантах число, мощность и типы трансформаторов, число и типы выключателей не зависят от схемы сети, учёт подстанционных затрат не выполняется. Все расчёты выполнены в ценах 1985 года и сведены в табл.2.13 Таблица 2.12 Экономическое сравнение вариантов развития сети.
Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает, что наиболее экономичным является вариант №1. Этот вариант принимается к дальнейшему рассмотрению по критериям качества электроэнергии. 3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. 3.1. Расчёт режимов систематических и аварийных перегрузок трансформатора ТРДН-25000/110 на подстанции №10 (вариант I). Расчёт произведён с применением программы TRANS. Получены следующие результаты расчёта, в зависимости от режима. Зимний график нагрузки.1 Режим систематических перегрузок- износ изоляции – 0.0003 о.е.; - недоотпуск электроэнергии – 0.00 МВт*ч/сут.; 2 Режим аварийных перегрузок- износ изоляции – 1,7827 о.е.; - недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.; Расчёт данного режима показывает, что условия допустимости аварийных перегрузок не выполняется. С целью введения теплового режима в допустимую область произведена коррекция графика нагрузки (отключение части потребителей) таким образом, чтобы недоотпуск электроэнергии потребителям был минимальным. Скорректированный зимний график нагрузки показан на рис. 3.1. График нагрузки характерного зимнего дня Рис.3.1 Скорректированный зимний график нагрузки с указанием номинальной мощности трансформатора. График нагрузки характерного летнего дня Рис.3.2 Летний график нагрузки с указанием номинальной мощности трансформатора. Летний график нагрузки. 3 Режим систематических перегрузок- износ изоляции – 0,0007 о.е.; - недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.; 4 Режим аварийных перегрузок- износ изоляции – 0,1385 о.е.; - недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.; Капиталовложения – 131 тыс. руб.; Годовые потери электроэнергии - 850549 кВт*ч/год; Стоимость годовых потерь – 13 тыс. руб.; Приведённые затраты (без ущерба) составляют - 41 тыс. руб. Расчёт показал, что при установке на проектируемой подстанции трансформатора типа ТРДН-25000/110 условия допустимости систематических и аварийных перегрузок во всех режимах соблюдается, недоотпуска электроэнергии нет. Общие затраты на вариант I будут равны приведённым. З( I ) = 41тыс. руб. 3.2. Расчёт режимов систематических и аварийных перегрузок трансформатора ТРДН-16000/110 на подстанции №10 (вариант II). Расчёт произведён с применением программы TRANS. Получены следующие результаты расчёта, в зависимости от режима. Зимний график нагрузки.1 Режим систематических перегрузок- износ изоляции – 0,0189 о.е.; - недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.; 2 Режим аварийных перегрузок- износ изоляции – 212.1621 о.е.; - недоотпуск электроэнергии – 50.02 МВт*ч/сут.; Летний график нагрузки. 3 Режим систематических перегрузок- износ изоляции – 0,0087 о.е.; - недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.; 4 Режим аварийных перегрузок- износ изоляции – 170.4378 о.е.; - недоотпуск электроэнергии – 17.29 МВт*ч/сут.; Капиталовложения – 96 тыс. руб.; Годовые потери электроэнергии - 1028792 кВт*ч/год; Стоимость годовых потерь – 15 тыс. руб.; Приведённые затраты (без ущерба) составляют - 36 тыс. руб. Расчёт показал, что при установке на проектируемой подстанции трансформатора типа ТРДН-16000/110 есть недоотпуск электроэнергии потребителям. Ущерб от недоотпуска электроэнергии определим по следующей формуле: Так как отказы в зимний и летний периоды имеют различные недоотпуски электроэнергии потребителям, разделим вероятную длительность простоя пропорционально числу зимних и летних дней.
= 26,20 тыс.руб/год. Определим приведённые затраты по варианту II с учётом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям. З( II ) = З + У = 36 + 26,20 = 62,20 тыс.руб. 3.3. Экономическое сопоставление вариантов трансформаторов. Окончательный выбор варианта выполняется по минимуму приведённых затрат с учётом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям. Определим (в относительных единицах) затраты варианта I, приняв затраты варианта II за единицу:
Расчёт показывает, что вариант I дешевле варианта II. Исходя из этого для дальнейшего рассмотрения выбираем вариант установки на подстанции двух трансформаторов типа ТРДН-25000/110. Результаты экономического сопоставления вариантов выбора трансформаторов сведены в табл. 3.1. Таблица 3.1Результаты технико-экономического сравнения вариантов.
4. АНАЛИЗ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ. Расчёт и анализ установившихся режимов электрической сети выполняется с целью проверки качества электроэнергии, отпускаемой потребителям. Результаты расчётов используются для выработки решений по вводу режимов в допустимую область по уровням напряжения в узлах сети и перетокам по линиям. Расчёт и анализ установившихся режимов выполнены для лучшего варианта развития электрической сети, показанного на рисунке 2.2 с установленной на подстанции 10 двух трансформаторов ТРДН-25000/110-У1. Расчёты установившихся режимов электрической сети выполняется на базе вычислительного комплекса RASTR. Алгоритм RASTRа основан на использовании уравнения узловых напряжений для расчёта установившихся режимов электрической сети. Система уравнений узловых напряжений решается ускоренным методом Зейделя. Согласно ГОСТ на качество электроэнергии допустимые отклонения напряжения на шинах от номинального составляет: - в нормальных режимах – 5% - в аварийных – 10% - в нормальных режимах – (9,5-10,5)кВ; - в аврийных режимах – (9-11)кВ. В проектируемой электрической сети предусмотрены средства регулирования напряжения. На электростанции с помощью изменения тока возбуждения может быть изменена выдача реактивной мощности ГРЭС. Допустимые колебания реактивной мощности при выдаче номинальной активной соответствуют допустимым значениям Таблица 4.1 Допустимые значения реактивной мощности ГРЭС.
Регулирование напряжения на подстанции может быть выполнено с помощью РПН трансформаторов, позволяющих менять коэффициент трансформации под нагрузкой. На трансформаторах ТРДН-25000/110 пределы регулирования составляют Таблица 4.2 Значения коэффициента трансформации трансформатора ТРДН-25000/110.
Расчёты параметров установившихся режимов приведены для следующих ниже вариантах. Нормальный режим максимальных нагрузок (рис.4.1, приложение I-3) При проведении анализа выявлено, что во всех узлах нагрузки - Узел 8 – 0,093 (№ отпайки -0); - Узел 7 – 0,095 (№ отпайки -1); - Узел 9 – 0,095 (№ отпайки -1); - Узел 10 – 0,098 (№ отпайки -1). Аварийный режим максимальных нагрузок – отключение одного из автотрансформаторов. Для ввода режима в допустимую область потребовалось установить коэффициент трансформации: - Узел 8 – 0,1 (№ отпайки -2); - Узел 7 – 0,1 (№ отпайки -4); - Узел 9 – 0,1 (№ отпайки -5); - Узел 10 – 0,106 (№ отпайки -4). Напряжение на шинах 10кВ потребителя соответствует требованиям ГОСТ и равно 10,0кВ. Результаты расчёта приведены на Рис.4.2 и приложении I-3. Аварийный режим максимальных нагрузок – отключение линии 5-1000. Для ввода режима в допустимую область потребовалось установить коэффициент трансформации: - Узел 8 – 0,1 (№ отпайки -5); - Узел 7 – 0,1 (№ отпайки -4); - Узел 9 – 0,1 (№ отпайки -4); - Узел 10 – 0,106 (№ отпайки -4). Напряжение на шинах 10кВ потребителя соответствует требованиям ГОСТ и равно 10,0кВ. Результаты расчёта приведены на Рис.4.3 и приложении I-3. Аварийный режим максимальных нагрузок – отключение одного из трансформаторов узла 10 . Для ввода режима в допустимую область потребовалось установить коэффициент трансформации: - Узел 8 – 0,095 (№ отпайки -2); - Узел 7 – 0,095 (№ отпайки -2); - Узел 9 – 0,095 (№ отпайки -2); - Узел 10 – 0,109 (№ отпайки -9). Напряжение на шинах 10кВ потребителя соответствует требованиям ГОСТ и равно 9,8кВ. Результаты расчёта приведены на Рис.4.5 и приложении I-3. Таким образом, анализ установившихся режимов наилучшего варианта развития сети позволяет сделать вывод о том, что качество электроэнергии в выбранном варианте соответствует ГОСТ и дополнительных средств регулирования напряжения не требуется.
5. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ. Расчёт токов короткого замыкания (ТКЗ) выполняется для обоснования выбора оборудования подстанций и средств релейной защиты и автоматики. При расчёте ТКЗ обычно используются следующие допущения: - Не учитываются токи нагрузок, токи намагничивания трансформаторов, ёмкостные токи линий электропередач; - Не учитываются активные сопротивления генераторов; - Трёхфазная сеть рассматривается, как строго симметричная. Схема замещения для расчёта ТКЗ составляется по расчётной схеме электрической сети. Все элементы сети замещаются соответствующим сопротивлением и указываются ЭДС источников питания. Затем схема сети сворачивается относительно точки КЗ, источники питания объединяются и находится эквивалентная ЭДС схемы Еэкв и результирующее сопротивление сети от источников питания до точки КЗ Zэкв. По найденным результирующим ЭДС и сопротивлению находится периодическая составляющая суммарного тока короткого замыкания: Ударный ток короткого замыкания определяется как где Расчёт ТКЗ выполняется для наиболее экономичного варианта развития электрической сети (вариантI рис.2.1) с установкой на подстанции 10 двух трансформаторов ТРДН-25000/110. Схема замещения сети для расчёта ТКЗ приведена на рис. 5.1. Синхронные генераторы в схеме представлены сверхпереходными ЭДС и сопротивлением Определение периодической составляющей суммарного тока КЗ выполняется с использованием комплекса программы «TKZ3000» . Основные результаты расчёта токов приведены в таблице 5.1 и в приложении I-2. Таблица 5.1Токи трёхфазного короткого замыкания.
6. ГЛАВНАЯ СХЕМА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ. 6.1. Основные требования к главным схемам распределительных устройств. Главная схема (ГС) электрических соединений энергообъекта – это совокупность основного электротехнического оборудования, коммутационной аппаратуры и токоведущих частей, отражающая порядок соединения их между собой. В общем случае элементы главной схемы электрических соединений можно разделить на две части: - Внешние присоединения (далее присоединения); - Генераторы, блоки генератор-трансформатор, линия электропередач, шунтирующие реакторы; - Внутренние элементы, которые в свою очередь можно разделить на: Схемообразующие - элементы, образующие структуру схемы (коммутационная аппаратура – выключатели, разъединители, отделители и т.д., и токоведущие части – сборные шины, участки токопроводов, токоограничивающие реакторы); - Вспомогательные – элементы, предназначенные для обеспечения нормальной работы ГС (трансформаторы тока, напряжения, разрядники и т.д.). Тенденция концентрации мощности на энергетических объектах остро ставит задачу проблемы надёжности и экономичности электрических систем (ЭЭС) в целом и в частности, проблему создания надёжных и экономичных главных схем электрических соединений энергообъектов и их распределительных устройств (РУ). Благодаря уникальности объектов и значительной неопределённости исходных данных процесс выбора главной схемы – всегда результат технико-экономического сравнения конкурентно способных вариантов, цель которого – выявить наиболее предпочтительный из них с точки зрения удовлетворения заданного набора качественных и количественных условий. Учёт экономических, технических и социальных последствий, связанных с различной степенью надёжности ГС, представляет в настоящее время наибольшую сложность этапа технико-экономического сравнения схем. Это связано, в первую очередь, с недостаточностью исходных данных (особенно статистических характеристик надёжности), сложностью формулирования и определения показателей надёжности ГС в целом и ущербов от недоотпуска электроэнергии и от нарушений устойчивости параллельной работы ЭЭС. Основные назначения схем электрических соединений энергообъектов заключается в обеспечении связи присоединений между собой в различных режимах работы. Именно это определяет следующие основные требования к ГС: - Надёжность – повреждение в каком-либо Присоединении или внутреннем элементе, по возможности, не должны приводить к потере питания исправных присоединений; - Ремонтопригодность – вывод в ремонт, какого либо Присоединения или внутреннего элемента не должны, по возможности, приводить к потере питания исправных присоединений и снижению надёжности их питания; - Гибкость – возможность быстрого восстановления питания исправных присоединений; - Возможность расширения – возможность подключения к схеме новых присоединений без существенных изменений существующей части; - Простота и наглядность – для снижения возможных ошибок эксплуатационного персонала; - Экономичность – минимальная стоимость, при условии выполнения выше перечисленных требований. Анализ надёжности схем электрических соединений осуществляется путём оценки последствий различных аварийных ситуаций, которые могут возникнуть на присоединениях и элементах ГС. Условно аварийные ситуации в ГС можно разбить на три группы: - аварийные ситуации типа «отказ» - отказ какого-либо Присоединения или элемента ГС, возникающий при нормально работающей ГС; - аварийные ситуации типа «ремонт» - ремонт какого-либо Присоединения или элемента ГС; - аварийные ситуации типа «ремонт+отказ» - отказ какого-либо Присоединения или элемента ГС, возникающий в период проведения ремонтов элементов ГС. Все известные в настоящее время ГС основаны на следующих принципах подключения присоединений: - присоединение коммутируется одним выключателем; - присоединение коммутируется двумя выключателями; - присоединение коммутируется тремя и более выключателями; В настоящее время разработано минимальное количество типовых схем РУ, охватывающих большинство встречающихся в практике случаев проектирования ПС и переключательных пунктов и позволяющих при этом достичь наиболее экономичных унифицированных решений. Для разработанного набора схем РУ выполняются типовые проектные решения компоновок сооружений, установки оборудования, устройств управления, релейной защиты, автоматики и строительной части ПС. Применение типовых схем является обязательным при проектировании ПС. Применение нетиповых схем допускается при наличии соответствующих технико-экономических обоснований. Проектирование схем РУ ПС сводится к выбору схемы из числа типовых в соответствии с правилами их применения. 6.2. Выбор схемы распределительного устройства высокого напряжения (РУВН). К РУВН проектируемой подстанции подключаются две ВЛ и два трансформатора. Подстанция относится к классу тупиковых подстанций. Для данного класса напряжения, набора внешних присоединений и мощности трансформаторов, с учётом того, что применение отделителей в условиях холодного климата не рекомендуется, принимаем к установке на проектируемой подстанции схему два блока линия трансформатор с неавтоматической перемычкой. (рис.6.1). В нормальном режиме все коммутационное оборудование включено, за исключением разъединителей QS7 в ремонтной перемычке. ВЛ W1, W2 – линии, связывающие проектируемую подстанцию с энергосистемой. Рассмотрим последствия аварийных ситуаций в данной схеме: Отказ одного из трансформаторов (предположим Т1). При КЗ в Т1 происходит отключение выключателя Q1, питание потребителей подстанции осуществляется через Т2 с учётом его перегрузочной способностью. Отказ одной линии связи с электростанцией (W1). При КЗ на W1 происходит отключение выключателя Q1, трансформатор Т1 теряет питание. После отключения W1 оперативный персонал отключает повреждённую линию линейным разъединителем, после этого замыкается ранее отключенный QS7, происходит включение Q1 иТ1 и восстанавливает питание. Отказ одного из выключателей (Q1). При КЗ в Q1 отключается головной выключатель и W1. Питание всех потребителей подстанции осуществляется от W2 и Т2. Таким образом, из приведённого анализа следует, что в выбранной схеме отсутствует простая (одиночная) аварийная ситуация, приводящая к отключению потребителей проектируемой подстанции. Наиболее тяжёлой аварийной ситуацией является отказ одной питающих линий (W1) в период ремонта одного из трансформаторов (Т2), но и в этом случае имеется возможность обеспечить питание потребителей проектируемой подстанции от W2 через ремонтную перемычку QS7-QS8 и трансформатор Т1. 6.3. Выбор оборудования РУВН. В распределительных устройствах ПС содержится большое количество электрических аппаратов и соединяющих их проводников. Выбор аппаратов и расчёт токоведущих частей аппаратов и проводников – важнейший этап проектирования ПС, от которого в значительной степени зависит надёжность её работы. 6.3.1. Выбор выключателей на стороне ВН. Выключатель – это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока. Выключатели предварительно выбираются по условиям работы: внутренняя или наружная установка, морозостойкость или тропическое исполнение, частота коммутаций, требуемые циклы АПВ (однократные, многократные, быстродействующие), степень быстродействия. Кроме того, решается вопрос о применении масляных или воздушных выключателей. Согласно нормам технологического проектирования ПС в РУ 220кВ и ниже в большинстве случаев устанавливаются баковые маслообъёмные выключатели. Выбор выключателей выполняется по следующим параметрам: - номинальное напряжение аппарата должно быть больше или равно напряжению установки - номинальный ток аппарата должен быть больше или равен току максимальному нагрузки; - ток отключения должен быть больше или равен току расчётному - ток электродинамической стойкости аппарата должен быть больше или равен ударному току - термическая стойкость аппарата должна быть выше или равна термической стойкости, рассчитанной для точки короткого замыкания где каталогу, с Рассчитаем максимальный ток нагрузки: где Ток короткого замыкания: Iк.з. = 4,152кА из табл.5.1 Ударный ток короткого замыкания определяется как
Тепловой импульс в точке короткого замыкания: где
Из справочника [1] выбираем масляный выключатель ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1 и проверим его параметры с расчётными величинами. Таблица 6.1 Выбор выключателей на стороне 110кВ.
6.3.2. Выбор разъединителей на стороне ВН. Разъединитель – это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током. При ремонтных работах разъединителем создаётся видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением и аппаратами, выведенными в ремонт. Разъединители позволяют производство следующих операций: - отключение и включение нейтрали трансформаторов и заземляющих дугогасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания на землю; - зарядного тока шин и оборудования всех напряжений (кроме батарей конденсаторов); - нагрузочного тока до 15А трёхполюсными разъединителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже. К разъединителям предъявляются следующие требования: - создание видимого разрыва в воздухе, электрическая прочность которого соответствует максимальному импульсному напряжению; - электродинамическая и термическая стойкость при протекании токов короткого замыкания; - исключение самопроизвольных отключений; - чёткое включение и отключение при наихудших условиях работы (обледенение, ветер). Выбор разъединителей выполняется: - по напряжению установки: - по току: - по конструкции; - по электродинамической стойкости: - по термической стойкости: Из справочника [1] выбираем разъединитель РНДЗ.2-110/1000У1 и проверяем его параметры с расчётными величинами. Таблица 6.2 Выбор разъединителей.
6.3.3. Выбор трансформатора тока. Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. Трансформатор тока выбирают: - по напряжению установки - по току Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей; - по конструкции и классу точности; - по электродинамической стойкости: где - по термической стойкости где - по вторичной нагрузке где Индуктивное сопротивление токовых невелико, поэтому Сопротивление приборов определяется по выражению: где Сопротивление контактов принимаем 0,1Ом. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие: откуда Сечение соединительных проводов определяем по формуле: где Таблица 6.3 Вторичная нагрузка трансформатора тока.
Самая нагруженная Фаза «А». Общее сопротивление приборов: Для ТФЗМ 110-У1 Допустимое сопротивление провода: Для подстанции применяем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого 60м, трансформаторы тока соединены в неполную звезду, поэтому Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4мм2 Таким образом, вторичная нагрузка составляет: Таблица 6.4 Расчёт трансформатора тока 110кВ.
Выбираем трансформатор тока ТФЗМ-110-У1 с коэффициентом трансформации 300/5А, класс точности 0,5Р,10Р/10Р. 6.3.4. Выбор трансформатора напряжения. Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Трансформаторы напряжения выбираются: - по напряжению установки - по конструкции и схеме соединения обмоток; - по классу точности; - по вторичной нагрузке где Нагрузка приборов определяется по формуле: Таблица 6.5 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 110кВ.
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения Выбираем трансформатор напряжения НКФ-110-58 со следующими параметрами - - номинальное напряжение обмотки: o первичной –110000/√3В; o основной вторичной – 100/√3В; o дополнительной вторичной – 100В; - номинальная мощность в классе точности 0,5 - предельная мощность 2000ВА. 6.3.5. Выбор токоведущих частей. Токоведущие части со стороны 110кВ выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока. где Принимаем сечение АС-185/24, Проверяем провод по допустимому току Проверка на схлёстывание не выполняется, так как Проверка на термическое действие токов короткого замыкания не выполняется, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе. Проверка на коронирование. Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряжённости электрического поля, кВ/см где Напряженность электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода определяется по выражению: где где Провода не будут коронировать, если наибольшая напряжённость поля у поверхности любого провода не более Таким образом, условие образования короны можно записать в виде: 17,63<29,22 Таким образом провод АС-185/24 по условиям короны проходит. 6.4. Выбор схемы распределительного устройства низкого напряжения (РУНН). В РУ 10кВ в основном применяется схема с одной секционированной системой шин. Как правило, число секций соответствует числу источников питания. Для облегчения аппаратуры в цепи отходящих линий, для снижения сечения кабелей за счёт ограничения ТКЗ, и для обеспечения надёжной работы релейной защиты на ПС применяется раздельная работа трансформаторов. Секционный выключатель имеет устройство автоматического ввода резерва (АВР) и включается при обесточивании одной из секций. Если для ограничения ТКЗ устанавливаются трансформаторы с расщеплёнными обмотками, то применяются две одиночные, секционированные выключателем, системы шин. В проектируемой схеме для ограничения ТКЗ принимаем следующие мероприятия: - используем расщепление обмоток НН; - используем две одиночные, секционированные выключателем, системы сборных шин; - отключим секционные выключатели. Выбираем схему РУ 10кВ – две одиночные, секционированные выключателем, системы сборных шин, с раздельной работой двух трансформаторов и используем расщепление обмоток на НН. 6.5. Выбор оборудования РУНН. Выбор выключателей на стороне НН. Рассчитаем максимальный ток нагрузки, который будет протекать через вводные и секционные выключатели при отключенном трансформаторе и включенных секционных выключателях. При равномерном распределении нагрузки между расщеплёнными обмотками трансформатора максимальный рабочий ток для цепей ввода и секционных выключателей Для отходящих присоединений: В качестве РУ НН выбираем КРУН серии К-47 с выключателем ВКЭ-10-31,5/1600 У3 для ячеек ввода и секционных выключателей, и ВКЭ-10-31/630 У3 для ячеек отходящих линий. Расчётные величины меньше паспортных данных выключателей, поэтому выбираем выключатели этого типа. Таблица 6.6Выбор выключателей на стороне 10кВ.
6.6. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения. Измерительные трансформаторы предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений до значений, наиболее удобных для подключения измерительных приборов, реле защиты, устройств автоматики. Применение измерительных трансформаторов обеспечивает безопасность обслуживающего персонала, так как цепи низкого и высокого напряжения разделены, а также позволяют унифицировать конструкцию измерительных приборов и реле. Трансформаторы тока (ТТ) выбираем по следующим условиям: - по конструкции и классу точности; - по напряжению установки - по первичному току Номинальный первичный ток должен быть как можно ближе к расчётному току, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей. - по термической стойкости - по вторичной нагрузке Рабочий ток нагрузки, протекающий по вводным выключателям 10кВ (при работе обоих трансформаторов и равномерном распределении нагрузки по секциям РУ НН): Определим максимальный рабочий ток, протекающий по вводным выключателям 10кВ (при отключении одного из трансформаторов и включенных секционных выключателей):
Из справочника [1] выбираем трансформатор тока типа ТЛШ 10 У3 с Данные расчётов сведены в табл. 6.7 Таблица 6.7 Выбор трансформаторов тока 10кВ.
Таблица 6.8 Вторичная нагрузка трансформатора тока.
Самая нагруженная Фаза «А». Общее сопротивление приборов: Для ТФЗМ 110-У1 Допустимое сопротивление провода: Для подстанции применяем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого 60м. Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4мм2 Таким образом, вторичная нагрузка составляет: Выбор трансформатора напряжения на НН. Трансформатор напряжения выбирается: - по напряжению установки - по конструкции и схеме соединения обмоток; - по классу точности; - по вторичной нагрузке Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения приведена в табл. 6.9 Таблица 6.9 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 10кВ.
Вторичная нагрузка трансформатора Выбираем трансформатор напряжения НТМК-10-71У3. Три трансформатора напряжения на одной секции, соединённых в звезду, имеют мощность: 3*120=360ВА, что больше Выбор трансформатора напряжения на второй секции аналогичен. Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм2 по условию механической прочности. 6.7. Выбор токоведущих частей на НН. В цепях линий 6-10кВ вся ошиновка и шины в шкафах КРУ выполняется прямоугольными алюминиевыми шинами, медные шины не используются из-за большой их стоимости. При токах до 3000А применяют одно- и двухполосные шины, при больших рекомендуется применять шины коробчатого сечения, так как они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта, а также лучшие условия охлаждения. Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам (ошиновка) 6-10кВ из проводников прямоугольного или коробчатого профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах. Шинодержатели, с помощью которых шины закреплены на изоляторах, допускает продольное смещение шин при их удлинении из-за нагрева. При большой длине шин устанавливаются компенсаторы из тонких полосок того же материала, что и шины. Наибольший ток в цепях низкого напряжения: Выбираем алюминиевые однополосные шины сечением 80х8. Расположение шин горизонтальное, расстояние между изоляторами 1,4м, расстояние между фазами 0,8м Проверка по условию длительного протекания тока: Проверка на термическую стойкость: где Проводник сечением что меньше принятого сечения шин 640мм2 . Проверка шин на электродинамическую стойкость и расчёт длины пролёта между изоляторами. Изменяя длину пролёта необходимо добиться того, чтобы механический резонанс был исключён, т.е. Где При вертикальном расположении шин момент инерции будет равен: При горизонтальном: Длина пролета между изоляторами при вертикальном расположении шин: Длина пролета между изоляторами при горизонтальном расположении шин: Механический расчет однополосных шин Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ, Н/м , определяется: Где
Равномерно распределенная сила F создает изгибающий момент, Нм: Где L – длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции, м.
Напряжение в материале шины, возникающие при воздействии изгибающего момента, Мпа Где W – момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см3
Шины механически прочны, если Выбранные шины механически прочны, т.к. 7,86< 75 6.8. Собственные нужды и оперативный ток. Состав потребителей собственных нужд подстанции (СН) зависит от мощности трансформаторов, конструктивного выполнения подстанции, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования, способа обслуживания и вида оперативного тока. Наименьшее количество потребителей СН на подстанциях, выполненных по упрощённым схемам, без синхронных компенсаторов – это электродвигатели обдува трансформаторов, обогрева приводов шкафов КРУН, а также освещение подстанции. Наиболее ответственными потребителями СН подстанции являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения, электроприёмники компрессорной. Мощность потребителей СН невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220В, которая получает питание от понижающих трансформаторов. Мощность трансформаторов СН выбирается по нагрузкам СН с учётом коэффициента загрузки и одновременности, при этом отдельно учитывается летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузка в период ремонтных работ на подстанции. Нагрузка СН подстанции определяется как по установленной мощности (Ру), с применением где При двух трансформаторах СН с постоянным дежурством, мощность трансформаторов выбирается из условия: Схема подключения ТСН выбирается из условия надёжного обеспечения питания ответственных потребителей. Выбираем схему питания СН с выпрямленным переменным оперативным током (рис.6.2). Трансформаторы СН присоединяются отпайкой к вводу главных трансформаторов. Такое включение обеспечивает возможность пуска ПС независимо от напряжения в сети 10кВ.
Рис. 6.2 Схема питания собственных нужд. Таблица 6.10 Нагрузка собственных нужд подстанции.
Расчётная нагрузка при Кс=0,8: Принимаем два трансформатора ТМ-100 кВА. При отключении одного трансформатора, второй будет загружен на 125,44/100=1,254 , т.е. меньше чем на 40 %, что допустимо. 6.9. Выбор ограничителей перенапряжений. Ограничители перенапряжений являются основным средством ограничения атмосферных перенапряжений. Выбор ограничителей перенапряжения производится в соответствии с номинальным напряжением защищаемого оборудования, уровнем электрической прочности его изоляции и наибольшей возможной величиной напряжения частотой 50Гц между проводом и землёй в месте присоединения ограничителя перенапряжений к сети. Выбираем ограничитель перенапряжения типа ОПН-П1-110/88/10/2 УХЛ1 7. Конструктивное выполнение подстанции. К конструкциям РУ предъявляются следующие основные требования: 1. Надёжность – применительно к конструкциям РУ надёжность достигается за счёт выполнения двух основных правил: - соблюдение допустимых расстояний между токоведущими частями; - взаимное расположение токоведущих частей различных цепей; 2. Безопасность – применительно к конструкциям РУ безопасность достигается за счёт исключения попадания обслуживающего персонала под напряжение: - расположение токоведущих частей на высоте; - сооружение ограждений. 3. Ремонтопригодность – вывод в ремонт какого либо присоединения или внутреннего элемента не должны по возможности, приводить к потере питания исправных. 4. Пожаробезопасность – сведение к минимуму вероятности возникновения пожара. 5. Возможность расширения – возможность подключение к схеме новых присоединений без существенных изменений существующей части. 6. Простота и надёжность – для снижения возможных ошибок эксплуатационного персонала. 7. Экономичность – минимальная стоимость при условии выполнения выше перечисленных требований. Классификация РУ делится по типу исполнения и по типу конструкций. По типу исполнения: - открытые РУ (ОРУ) – оборудование, расположенное на открытом воздухе. Достоинство ОРУ – невысокая стоимость, хорошая обозреваемость, высокая ремонтопригодность. Недостатки – большая занимаемая площадь, нет защиты от воздействия внешней среды; - закрытые РУ (ЗРУ) – оборудование, расположенное внутри здания. Достоинство ЗРУ – малая занимаемая площадь, защита от воздействия внешней среды, высокая безопасность. Недостатки – высокая стоимость, плохая обозримость, затруднённость проведения ремонтов. По типу конструкций: - сборные РУ – оборудование РУ собирается на месте сооружения; - комплектные РУ (КРУ) – оборудование РУ собирается в блоки (ячейки) на заводе изготовителе, а на месте сооружения из блоков монтируется РУ. Достоинства КРУ – индустриальность изготовления и монтажа, резкое сокращение сроков монтажа (по сравнению со сборными РУ), высокая безопасность. Недостатки КРУ – относительно высокая стоимость и высокая металлоёмкость. Выбор типа конструкции определяется условиями площади сооружения и климатическими условиями в районе сооружения. РУ 110кВ выполнено открытыми (ОРУ) по типовой компановке с учётом возможности расширения (габоритах схемы) двойная система сборных шин с обходной). РУ 10кВ выполнено с помощью ячеек КРУН К-47.
8. Релейная защита понижающего трансформатора. Решение о выборе защиты понижающего трансформатора на подстанции принимается с учётом особенностей её электрической схемы, места в энергосистеме, токов и мощности оборудования, а также вид оперативного тока, применяемого на подстанции. На трансформаторах номинальной мощностью более 6300кВА устанавливаются следующие виды защит: - дифференциальная защита от повреждений в силовом трансформаторе и на его выводах; - газовая защита от повреждений внутри бака; - максимальная токовая защита (МТЗ) с блокировкой по минимальному напряжению, токовая защита обратной последовательности, дистанционная защита от коротких замыканий во внешней сети. Вид установленной защиты зависит от мощности силового трансформатора и величины токов короткого замыкания; - МТЗ от симметричной перегрузки. 8.1. Расчёт дифференциальной токовой защиты понижающего трансформатора. Расчёт дифференциальной токовой защиты выполняется на реле серии ДЗТ-11, рекомендуемого для использования в схемах защиты силовых трансформаторов. Выбор параметров защиты включает определение первичных токов для всех сторон защищаемого трансформатора. По этим токам определяются вторичные токи в плечах защиты, исходя из коэффициента схемы и коэффициента трансформации трансформаторов тока. Расчёт приведён в табл.8.1 Таблица 8.1 Значение первичных и вторичных токов в плечах защиты.
В качестве основного плеча защиты принимается сторона высшего номинального напряжения трансформатора – сторона110кВ. Расчёт ТКЗ приведён в разделе 5 настоящей работы. Предварительное определение первичного тока срабатывания защиты выполняется с учётом отстройки от броска тока на намагничивание при включении ненагруженного трансформатора под напряжение. Для двухобмоточных трансформаторов с расщеплённой обмоткой тормозную обмотку, как правило, рекомендуется присоединять на сумму токов трансформаторов тока, установленных в цепи каждой из расщепленных обмоток. где Максимальный первичный ток небаланса Определяем числа витков рабочей обмотки БНТ реле для основной стороны 110кВ и для стороны 10кВ, исходя из значения минимального тока срабатывания защиты. Расчёты сводятся в табл. 8.2 Таблица 8.2 Подсчёт числа витков обмотки БНТ реле для основной и не основной сторон трансформатора.
Принимаются к использованию следующие числа витков:
В случае раздельной работы трансформаторов
В случае параллельной работы трансформаторов Ток
Ток, протекающий через один трансформатор Для определения
Расчёты сводятся в табл. 8.3 Таблица 8.3 Подсчёт числа витков тормозной обмотки.
Проверка чувствительности защиты при КЗ между двумя фазами в минимальном режиме работы системы, когда торможение отсутствует:
Определим чувствительность защиты при КЗ в защищаемой зоне, когда имеется торможение: Ток, протекающий со стороны ВН:
Ток, протекающий со стороны НН:
По рабочей обмотке протекает сумма токов с ТА высокой стороны и ТА с низкой стороны:
по графику [рис.129]
8.2. Расчёт МТЗ с блокировкой по минимальному напряжению Максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению выполняется на реле тока типа РТ-40, фильтра-реле напряжения типа РНФ-1М и реле минимального напряжения РН-54. МТЗ с пуском по минимальному напряжению устанавливается на сторонах высшего и низшего напряжения силового трансформатора. Первичный ток срабатывания защиты определяется по условию отстройки от номинального тока где При установке защиты на стороне силового трансформатора с РПН необходим учёт возможного увеличения номинального тока на 5%. Реле минимального напряжения включается на трансформаторы напряжения шин низшего напряжения. Напряжение срабатывания защиты: Выдержка времени МТЗ согласуется с временем действия защит отходящих присоединений соответствующей стороны, т.е. МТЗ на НН согласуется с МТЗ присоединений низкой стороны защищаемого трансформатора. Расчёт МТЗ на стороне высшего напряжения. Проверка чувствительности защиты на стороне высшего напряжения: Расчёт МТЗ на стороне низшего напряжения: Определение коэффициента чувствительности защиты: -
-
Определение напряжения срабатывания защиты согласно (8.12) Проверка чувствительности защиты показала, что МТЗ удовлетворяет требования, предъявляемые к чувствительности защиты и может применяться в качестве резервной защиты трансформатора. 8.3. Расчёт МТЗ от перегрузки. Защита от перегрузки устанавливается на питающей стороне трансформатора. Ток срабатывания защиты на НН: Время действия защиты от перегрузки выбирается больше, чем время действия всех присоединений. 9. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА. 9.1. Краткое описание проектируемого объекта. В данном проекте проектируется трансформаторная подстанция 110/10кВ. На подстанции установлены масляные выключатели на стороне 110кВ наружной установки. Оборудование 10кВ находится в шкафах КРУН. 9.2. Вредные и опасные факторы. Электромагнитные поля.В ОРУ и вблизи линий электропередачи, особенно 110 кВ и выше, токоведущими частями создается переменное электромагнитное поле. Оно характеризуется в основном напряженностью электрической составляющей поля Е, В/м, которая в РУ напряжением 10 кВ на высоте роста человека может достигнуть достаточно больших значений. Напряженность магнитной составляющей поля незначительна - 10-20 А/м, поэтому ее влиянием пренебрегают. Электрическое поле неблагоприятно влияет на центральную нервную систему человека, вызывает учащенное сердцебиение, повышенное кровяное давление и температуру тела. Работоспособность человека падает. Он быстро утомляется. Воздействие на человека электрического поля зависит от его напряженности и длительности пребывания в зоне влияния. Нормы для электрической напряженности (без применения защитных средств), согласно ГОСТ 12.1.00б-84[б] приведены в таблице 9.1. Таблица 9.1 Допустимые времена пребывания в электромагнитном поле
В электроустановках 330 кВ и выше применяют сетчатые экраны, навешивают экранирующие козырьки и тросы, которые надежно заземляют. Козырьки устанавливают под шкафами аппаратуры управления, щитками и сборками. Навесы устанавливают над проходами и участками ОРУ, с которых осматривается оборудование. Также используют временные передвижные экраны. Для защиты от воздействия электрического поля применяют защитные костюмы из металлизированной ткани, снабженные гибким проводом для заземления. Этот костюм полностью экранирует тело человека и исключает протекание по нему емкостного тока. Шум и вибрация. В результате гигиенических исследований установлено, что шум и вибрация ухудшают условия труда, оказывая вредное воздействие на организм человека. При длительном воздействии шума на организм человека происходят нежелательные явления: снижается острота зрения и слуха, повышается кровяное давление, снижается внимание. Сильный продолжительный шум может быть причиной функциональных изменений сердечно-сосудистой и нервной систем. Вибрации также неблагоприятно воздействуют на организм человека, они могут быть причиной функциональных расстройств нервной и сердечно сосудистой систем, а также опорпо-двигательного аппарата. Эти заболевания сопровождаются головными болями, головокружением, повышенной утомляемостью. Длительное воздействие вибрации приводит к развитию вибрационной болезни, успешное лечение которой возможно только на ранней стадии ее развития. Эффект воздействия вибраций на человека зависит от их характеристик (амплитуда, частота, период). Общие воздействия связаны с резонансными колебаниями отдельных частей тела и внутренних органов. Например, резонансная частота отдельных частей тела и внутренних органов (желудок, органы брюшной полости) равна 7-8 Гц, резонансная частота глазного яблока - 80 Гц. Колебания с указанными частотами на рабочих местах весьма опасны, так как могут вызвать разрывы и повреждения органов человека. При вибрациях малой частоты и переменного периода, которые ощущаются как тряска или толчки, могут возникать опасные перемещения тела, ушибы. Выполнение рабочих движений затруднено. Плавные низкочастотные колебания ощущаются как качка. Укачивание ("морская болезнь") возникает, как правило, при повышенной чувствительности рецепторов вестибулярного аппарата и внутренних органов. Нормативным документом для нормирования шума является ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ указанные в табл. 9.2. Таблица 9.2 Допустимые уровни звукового давления и уровни звука.
Согласно ГОСТ 12.4.012-75 установлены предельно допустимые параметры вибрации, указанные в табл. 9.3. Таблица 9.3
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||